/
Автор: Шаманов С.А.
Теги: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых общие вопросы горного дела геология гидрогеология земляные работы бурение скважин издательство недра
ISBN: 5-8365-0077-0
Год: 2001
Текст
С.А. Шаманов
БУРЕНИЕ
И ЗАКАНЧИВАНИЕ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН
С.А.Шаманов
БУРЕНИЕ
И ЗАКАНЧИВАНИЕ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН
Москва НЕДРА 2001
УДК 622.245.723
ББК 33.131
Ш 19
Шаманов С. А.
Ш 19 Бурение и заканчивание горизонтальных скважин. — М.:
ООО <Недра-Бизнесцентр*, 2001. — 190 с.: ил.
ISBN 5-8365-0077-0
Рассмотрены вопросы бурения и закапчивания горизонтальных
скважин. Особое внимание уделено конструкциям, креплению и освое-
нию скважин, а также центрированию колонн. Освещены проблемы
выбора буровых и тампонажных растворов. Описан зарубежный опыт
применения пакеров и материалов для крепления и освоения скважин.
Для широкого круга специалистов нефтяной и газовой промышлен-
ности.
ISBN 5-8363-0077-0
© С. А. Шаманов, 2001
© Оформление. ООО
«Недра-Бизнесцентр», 2001
ПРЕДИСЛОВИЕ
Геолого-физические условия Кубани характери-
зуются не только богатым разнообразием строения
недр, но и физико-химическими особенностями пород
и пластовых флюидов. Поэтому здесь с успехом от-
рабатываются самые различные технологии при буре-
нии, заканчивании и освоении скважин. За длительную
историю нефтегазовой промышленности Краснодар-
ского края использованы различные буровые растворы,
буферные жидкости, жидкости для глушения и перфо-
рации скважин, конструктивно отличающиеся подвес-
ки, компоновки бурильных и обсадных колонн, пакера
и другое оборудование. Автор предлагает ознакомить-
ся с последними разработками буровиков Кубани, от-
носящиеся, в первую очередь, к горизонтальному
бурению, особенно при сооружении и эксплуатации
подземных хранилищ газа, на примере весьма значи-
мого для народного хозяйства Кущевского ПХГ.
Автор выражает благодарность д-ру техн, наук, про-
фессору А. И. Булатову за продуктивное обсужде-
ние ряда проблем.
1
АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАБОТ
ПО ЗАКАНЧИВАНИЮ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
НА КУЩЕВСКОМ ПХГ
1.1. ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Строительство Кущевского ПХГ ведется на истощенном газо-
вом месторождении. Один из основных элементов хранилища —
горизонтальные скважины. По состоянию на конец 1999 г. закон-
чены бурением 53 скважины, подлежат бурению 35—40. Эксплуа-
тационным объектом Кущевского ПХГ являются горизонты la', 1а
и 1 альбского яруса нижнемеловых отложений. Толщина 1а' гори-
зонта — 3—6 м; 1а горизонта — 9 —12 м; 1 горизонта — 16 —20 м.
Горизонт 1 условно разделен на пачки: 1 + 2; 3; 4. Средняя толщина
глинистых разделов между горизонтами — 5 м. Характеристика
эксплуатационного объекта приведена в табл. 1.
Пластовые давления в начальный период строительства ПХГ
составляли около 3 МПа, в настоящее время — 5—8 МПа, при вы-
воде хранилища на полную мощность — 5—14 МПа. Все скважины
эксплуатируются как в режиме нагнетания, так и в режиме отбора
газа.
Горно-геологические условия бурения скважин представлены
в табл. 2, конструкция горизонтальных скважин — в табл. 3.
Профиль ствола — пятиинтервальный и состоит из вертикаль-
ного участка (0—1160 м), 1-го участка набора зенитного угла
до 45* (1160—1240 м), участка стабилизации зенитного угла
(1240—1380 м), 2-го участка набора зенитного угла (1380—1430 м)
и условно горизонтального участка длиной 250 м.
Крепление скважины эксплуатационной колонной производится
после вскрытия эксплуатационного объекта горизонтальным ство-
лом. Колонна спускается вместе с фильтром. Между фильтром и
4
Таблица 1
Характеристика горизонтов эксплуатационного объекта альбского яруса
Показатели свойств пород Горизонты
1а' 1а 1 (пачка 1+2) 1 (пачка 3) 1 (пачка 4)
в целом коллек- тор в целом коллек- тор в целом коллек- тор в целом коллек- тор в целом коллек- тор
Фракционный состав, % песок, песчаники с разме- ром зерен до 0,5 мм алевролиты глины Карбонатность, % Пористость, % Проницаемость, мкм2 перпендикулярно напластованию параллельно напластованию 3,0 50,8 46,2 22 70 8 25-29 0,4-1 13—24 4,8 51,0 44,2 28 65 7 26-30 45-114 146-188 7,9 46,2 45,2 0,7 24 67 9 24-29 0,1-15 0,4-29 11,4 48,2 40,4 28 65 7 24-29 1,2-197 1,3-309 4.4 43,1 51,0 1.5 22 66 12 21-25 0,2-30 0,2-50
Таблица 2
Го^ио-помтюж условия бурения проектируемых скважин на Кущевском ПХГ
Интервал глубин по вертикали, м Разрез Интервалы глубин, м Коэффициенты аномальности давления Темпе- ратура, •с Возможные осложнения
стратиграфи- ческий литологический водонос- ности газонос- ности пласто- вые поро- вые ГРП
0-170 Антропоген + кон тииентальный плиоцен Пески, глины 10-150 — 1,00 1,00 1,86 14 Размыв устья, осыпи
170-310 Меотис + сармат Глины — — — 1,00 1,86 16
310-350 Караган Песчаник 310-350 — 1,00 — 1,86 17 —
Продолжение табл. 2
Интервал глубин по вертикали, м Разрез Интервалы глубин, м Коэффициенты аномальности давления Темпе- ратура, •с Возможные осложнения
стратиграфи- ческий литологический водонос* ности газонос- ности плас* товые поро- вые ГРП
350-540 Майкоп Глины, алевролиты 430-525 430-450 (в своде структуры) — 1,00 1,86 19 —
540-875 Эоцен Глины, алевро- 540-875 1,00 1,00 136 21 —
875-925 литы, песчаники
Верхний плиоцен (коноковская Глины с прослоя- ми алевролитов 875-925 — 1,00 1,00 1,87 32 —
925-1120 свита)
Верхний мел (ма- Песчаник, глины, 925-1030 — 1,00 1,03 1,87 33 —
1120-1210 астрихт + компан) мергель
Верхний мел Известняки, — — — 1,03 1,91 39 Осыпи и кавер-
(сантон + конь- глины нообразо ванне
1210-1320 як + турок) при заканчива- нии скважины горизонталь- ным стволом
Верхний мел (сеноман) Глины — — — 1,05 1,94 42 Тоже
1320-1340
Нижний мел •* — — 1,10 1,96 45 -
1340-1385 (альб) Тоже Песчаник, алев- 1340-1385 037-1,10 1,44 46 Поглощения
1а: 1340—1350, 1а: 1355-1365, 1: 1370-1385 ролиты, глины при цементиро- вании эксплуа- тационной ко- лонны в случае негерметичнос- ти заколонного пакера» устанав- ливаемого над кровлей пласта
Таблица 3
Конструкция горизонтальных скважин на Кущевском ПХГ
Колонна Диаметр обсадных труб, мм Глубина спуска, м Место установки башмака Высота подъема цемента, м
по вер- тикали ПО стволу
Направление 426 20 20 — Погружается вибратором До устья
Кондуктор 324 300 300 Подошва сармата
Промежуточная 245 1150 1150 Кровля сантона Тоже
Эксплуатаци- онная 168 1385 1670 В эксплуатаци- онном объекте Не менее 500 м над эксплуата- циониым объек- том
В том числе ще- левой фильтр 168 В интервале эксплуатационного объекта Не цементиру- ется
колонной устанавливается заколонный пакер для изоляции зоны
цементирования от эксплуатационного объекта.
Характерные элементы профиля ствола:
горизонтальное смещение точки встречи скважины с кровлей
эксплуатационного объекта — 150м;
зенитный угол ствола на глубине кровли объекта не более 45*;
наличие над кровлей объекта прямолинейного участка ствола
длиной не менее 30 м;
длина ствола в объекте — 250 м.
Радиус кривизны скважины 90 м, в эксплуатационном объекте
допускается уменьшение до 60 м.
1.2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАБОТ ПО ЗАКАНЧИВАНИЮ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ
Как указывалось выше, крепление скважины эксплуатационной
колонной производится вместе с входящим в ее комплект фильт-
ром. Для изоляции зоны цементирования от пласта в основном при-
менялся заколонный пакер ПДМ, рассчитанный для установки
в устойчивом стволе диаметром до 240 мм и на перепад давления
12 МПа [89]. Место посадки пакера выбирали по данным каверно-
мера и профилемера. Однако часто из-за каверзности ствола пакер
приходилось устанавливать не над кровлей эксплуатационного объек-
та, а ниже, вследствие чего на скважинах проводились дополни-
тельные перфорационные работы.
7
Таблица 4
Количество случаев наличия цемента в фильтре
эксплуатационной скважины
Период времени Средняя глубина скважин, м Количество скважин
Всего В том числе с цементом в фильтре
С 1993 г. по 1-е полугодие 1996 г. 1540 20 —
Со второго полугодия 1996 г. по 1997 г. 1620 15 6(40%)
1998 г. 1620 11 4(36%)
1999 г. 1657 8 2(25%)
Основным видом осложнения было наличие цементного камня
в фильтре после цементирования эксплуатационной колонны: из
54 случаев цементирования цементный камень в фильтре оказался
в 12 скважинах (22 %). Распределение количества случаев по пе-
риодам времени строительства ПХГ дано в табл. 4.
Средняя длина интервала расположения цементного камня в
фильтре составляла 192 м. Необходимо отметить, что впервые це-
ментный камень в фильтре был обнаружен при освоении скважин.
Для предупреждения этого осложнения была разработана техно-
логия цементирования, основанная на результатах опрессовки сква-
жин перед спуском эксплуатационной колонны. Технология
предусматривала снижение давления при цементировании за счет
ограничения плотности и консистенции цементного раствора, а так-
же скорости его продавливания в затрубное пространство скважи-
ны. Однако, как показал опыт цементирования скважин, эта техно-
логия позволила снизить долю брака, но не полностью исключить
его. При этом следует отметить, что скорость восходящего потока
цементного раствора не превышала 1,0 м/с, а при продавлива-
нии последней трети объема цементного раствора — 0,5 м/с, в
то время, как согласно рекомендациям [85], она должна быть
не менее 1,8 —2,0 м/с. В табл. 5 представлены сведения о распре-
делении количества случаев наличия цемента в фильтре эксплуа-
тационной колонны в зависимости от глубин скважин по стволу,
величин пластового давления и типа цементировочного устройства.
Из табл.5 видно, что во всех случаях применения заколонных па-
керов вероятность наличия цементного камня в фильтре возрастает
с увеличением глубины скважины и пластового давления.
Оценка значимости влияния глубины скважины и пластовых дав-
лений на наличие цемента в фильтре проведена с помощью критерия
Стюдента [10]. Последовательность расчета критерия приведена в
табл. 6 и 7, из анализа которых следует, что зависимость результата
исхода операций от глубины скважины и пластового давления явля-
8
Таблица 5
Распределение количества случаев наличия цемента в фильтре эксплуатационной колонны
в зависимости от глубины скважины, пластового давления и типа цементировочного устройства
Тип цементировочного устройства; число скважии Глубина скважины по стволу, м Исход операций Количество случаев при пластовом давлении, МПа Всего
<4,1 4,1-5,0 5,1—6,0 6,1-7,0 7,1-8,0
ПДМ; 35, с цементом 7 <1630 Всего И 10 — 3 3 27
С цементом — 1 (10%) — 1 (33%) — 2 (7%)
1630-1660 Всего — 3 — 2 1 6
С цементом — 2 (67 %) — 1 (50%) — 3 (50%)
>1660 Всего —• — 1 — 1 2
С цементом — — 1 (100%) — 1 (100%) 2 (100%)
У КСОЗ; 3, с цементом 2 <1630 Всего — 3 — — — 3
С цементом — — — — — —
СКО; 3, с цементом 2 <1630 Всего — — — 2 — 2
С цементом — — — 1 (50%) — 1 (50%)
>1660 Всего — — 1 — — 1
С цементом — — 1 (100%) — — 1 (100%)
Патрубок; 5, с цементом 1 <1630 Всего — — — 3 — 3
С цементом — — — 1 (33%) — 1 (33%)
1630-1660 Всего — — — 1 — 1
С цементом — — — — — —
>1660 Всего — — — 1 — 1
С цементом — — — — — —
Примечание. УКСОЗ — заколонное зонтичное устройство конструкции 6. ВНИИКРнефти; СКО конструкции Северо-Кавказского отделения Российской Инженерной Академии. — заколонный пакер
Таблица 6
Оценка зависимости исхода операций по цементированию
от глубины скважины________________________________
Показатель Исход операции
без цемента в фильтре с цементом
Глубины скважин х. (м), цементи- ровавшихся с ПДМ, СКО, УКСОЗ 1463,1390,1541,1539, 1530,1526,1547,1628, 1580,1590,1526,1592, 1607,1534,1512,1612, 1615,1557,1592,1614, 1530,1617,1635,1640, 1602,1551,1613,1548, 1552,1644,1570 1667,1639,1602,1630, 1720,1645,1798,1610, 1527
Число случаев л л, = 31 л, = 9
Среднее значение глубины хс1 хе) » 1568 хй = 72
Среднее квадратичное отклонение 5 = |Х(*<~*с) V п 8, = 54 8, = 72
5 = ”i8?+”>8» «1+21 * у nt + nt-2 л(Л} 23,1
Критерий Стьюдента 3,51
Число степеней свободы k - л, + л, - 2 Примечание. Так как расчетное k = 38) больше табличного t = 2,7К зависимость исхода операций от глуб 38 значение критерия Стюдента (t = 3,51 при , то с вероятностью 0,99 можно считать, что ины скважины нс является случайной [10,77].
ется не случайной и обусловлена геолого-техническими условиями
в скважине при ее цементировании. Это означает, что в условиях
горизонтальных скважин Кущевского ПХГ применяемые заколон-
ные пакеры не обеспечивают изоляцию эксплуатационного объек-
та от зоны цементирования, наличие цементного камня в фильтре
эксплуатационных колонн является следствием поглощения (в боль-
шинстве случаев частичного), когда давление при цементировании
превышает давление поглощения в эксплуатационном объекте.
Исследованиями [83, 96, 98] установлено, что в суспензии це-
мент—вода (каковым является цементный раствор), находящейся
в канале с углом наклона 30—60*, происходит оседание твердой
фазы на нижнюю стенку канала — обычный седиментационный про-
цесс. Процесс происходит как при статическом состоянии суспензии,
так и при ее ламинарном течении; при турбулентном потоке седимен-
тация отсутствует. Когда суспензия характеризуется повышенной
10
Таблица 7
Оценка зависимости исхода операций по цементированию
от величины пластового давления
Показатель Исход операции
без цемента в фильтре с цементом
Пластовое давление х., МПа 2,8; 2,8; 2,8; 4,6; 3,8; 4,5; 3,2; 3,3; 4,9; 3,0; 5,0; 5,0; 4,4; 4,2; 4,4; 40; 3,2; 3,5; 4,6; 4,9; 3,5; 4,9; 6,6; 6,6; 7,4; 7,8; 7,2; 5,5; 7,3; 5,4; 7,9; 7,7; 4,9; 4,2; 6,7; 7,9 4,6; 4,4; 4,3; 7,3; 7,6; 5,7; 7,0; 7,8; 4,9; 4,5
Число случаев л л, = 36 л, = 10
Среднее значение давления хс, М Па хе) = 5,04 хса = 5,81
Среднее квадратичное отклонение 5 - £(*<~ж») » п 8, = 1,61 8,» 1,38
е = 71 * у nt + n2-2 n,nj 0,573
Критерий Стьюдента 5» 1,34
Число степеней свободы k Примечание. Поскольку расчетш k = 44) больше табличного t - 1,303, что зависимость исхода операций oi случайной [10, 77]. 44 эе значение критерия Стюдента (t 1,34 при то с вероятностью более 80 % можно считать, величины пластового давления не является
консистенцией, седиментация снижается или прекращается. Однако
реализация обеспечения турбулентного режима течения (полумера)
и снижение водоцементного отношения при цементировании сква-
жин на Кущевском ПХГ при вскрытом эксплуатационном объекте
невозможна, так как вследствие повышения давления, вызываемого
этими мероприятиями, может возникнуть поглощение.
Низкое качество цементирования, связанное с оставлением в стволе
скважины бурового раствора, кроме того, обусловлено следующими
негативными факторами:
1) кавернообразованием в интервале расположения глин над кров-
лей эксплуатационного объекта, которое происходит в процессе бу-
рения горизонтального ствола;
2) зашламленностыо наклонного и горизонтального участков ство-
ла и сползанием (вследствие эффекта Бойкотта) с последующим
накоплением в суженных местах.
11
Следует отметить, что при бурении до кровли эксплуатационно-
го объекта ствол скважины характеризуется отсутствием каверн
и желобов. Однако к окончанию бурения горизонтального участка
ствола ствол в интервале глинистой покрышки пласта оказывается
осложненным кавернами и желобами (коэффициент кавернозности
до 1,3). Вполне вероятно, что развитие каверн обусловлено тектони-
ческой составляющей горного давления [34]. Исходя из изложен-
ного, сделан вывод о целесообразности крепления скважин обсадной
колонной до вскрытия кровли эксплуатационного объекта.
ОСВОЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Приведенный анализ показал, что работы по освоению скважин
обычно включали в себя следующие операции.
1. Разбуривание цементного стакана, элементов заколонного
пакера и обратного клапана трехшарошечным долотом диаметром
139,7 мм.
2. Шаблонирование фильтра и, если необходимо, разбуривание в
нем цементного камня трехшарошечным долотом диаметром 132 мм.
3. Спуск до башмака фильтра комбинированной колонны НКТ
диаметрами 89 и 102 мм, промывка скважины буровым раствором,
проведение РК и при необходимости перфорация фильтра после
разбуривания цементного камня и обсадной колонны из-за установ-
ки пакера ниже кровли пласта.
4. Подъем НКТ.
5. Спуск 102-мм НКТ до кровли эксплуатационного объекта и
замена бурового раствора на воду в интервале НКТ.
6. Вызов притока из пласта снижением уровня воды компрессо-
ром, аэрация и отработка скважины. При этом предполагалось, что
буровой раствор из затрубного пространства фильтра будет выно-
ситься потоком газа.
Основные показатели по освоению скважин, законченных буре-
нием с октября 1996 г. до конца 1998 г., приведены в приложении 2,
а средние затраты времени по их освоению — в табл. 8.
Не предусмотренные проектом перфорационные работы при освое-
нии 24 скважин, законченных бурением с октября 1996 г. до конца
1998 г., были проведены в 10 скважинах (42 %). Стоимость перфо-
рационных работ (табл. 9) составила 640,5 тыс. руб. в ценах 1999 г.
Из табл. 9 следует, что причинами дополнительных затрат на
перфорацию являлись установка пакера ниже кровли эксплуатаци-
онного объекта из-за кавернозности ствола в верхней части пласта,
в* связи с чем часть последнего оказывалась перекрыта сплошной
колонной, а также закупорка фильтра цементным камнем при
цементировании эксплуатационной колонны.
12
Таблица 8
Средние затраты времени по освоению горизонтальных скважин
на Кущевском ПХГ
Показатель Всего В том числе по скважинам
с разбурива- нием цемента в фильтре с разбурива- нием цемента в фильтре и с перфора- цией фильтра с перфора- цией обсадной колонны без разбури- вания и перфорации
Число скважин Среднее время освоения, сут Дебит, тыс. м3/сут 24 19 6 22,0 50-138 4 21,0 47-170 6 19,6 74-160 8 13,4 82
Таблица 9
Стоимость перфорационных работ в ценах 1999 г.
Номер скважины Глубина располо- жения пакера, м Перфорация Причины перфорации
Интервал, м Число отвер- стий Стоимость в ценах 1999 г., тыс. руб. Установка пакера ниже кровли эксп- луатационного объекта Наличие цемента в фильтре
169 1368 1356-1362 84 23,7 Да Нет
136 1362 1356-1361 70 23,8
164 1390 1385-1414 185 90,2 Нет Да
170 1396 1383-1388 70 3,3 Да Нет
143 1320 1332-1562 785 293,6 Нет Да
145 1355 1340-1356 154 34,3 Да Нет
144 1347 1338-1341 42 13,8 N *
157 1317 1314-1320 84 55,7 Н *
121 1345 1340-1352 168 29,6 м и
138 1320 1308-1315 68 42,5 и
НЕДОСТАТКИ ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ
1. Применяемая технология спуска фильтра не обеспечивает
промывку скважины и замену бурового раствора на другую
жидкость, легко удаляемую из затрубного пространства потоком
газа.
За время ожидания освоения буровой раствор в затрубном
пространстве фильтра превращается в загустевшую массу, которая
полностью не удаляется потоком газа, в связи с чем дебит скважин
после освоения составляет всего 47 — 170 тыс. м3/сут.
2. Необходимо разбуривание цементного камня в зоне фильтра,
в некоторых случаях — с последующей перфорацией фильтра.
При проведении работ по разбуриванию цементного камня и пер-
13
форации продолжительность освоения скважин увеличивается в сред-
нем на 7,4 сут, или в 1,56 раз.
3. Затраты на проведение перфорационных работ в скважинах,
законченных бурением с октября 1996 до конца 1998 г. из-за уста-
новки пакеров ниже кровли пласта, составили 640,5 тыс. руб.
в ценах 1999 г.
1.3. АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
К 2000 г. на Кущевском ПХГ введены в эксплуатацию 46 гори-
зонтальных скважин. Эксплуатация (закачка и отбор газа) осу-
ществляется через щелевой фильтр, изготовляемый из обсадных
труб диаметром 168 мм и толщиной стенки 12 мм газорезкой. Коли-
чество щелей на 1 м — шесть. Размер щели 2+3х 100 мм. Суммар-
ная площадь щелей на 1 м длины фильтра составляет 12 см2, что
соответствует площади перфорационных отверстий от ПКС-80
при их плотности 14 шт. (И см2) на 1 м длины.
Максимальные дебиты по отдельным скважинам при закачке и
отборе газа в настоящее время (пластовые давления 6—8 МПа)
достигают 300 м3/сут. Проектный дебит — 600 тыс. м3/сут. Изме-
нение пластового давления в эксплуатационном объекте при эксп-
луатации ПХГ представлены в табл. 10.
По данным ВНИИГаза, продуктивность «средней» горизонталь-
ной скважины в 3,4 раза выше, чем продуктивность «средней» вер-
тикальной, а при закачке газа — в 3,9 раза; вместе с тем отмечается,
что фактические дебиты «средней» горизонтальной скважины значи-
тельно меньше проектных величин (рис. 1). Последнее может быть
следствием того, что значительная часть затрубного пространства
против фильтра даже после длительной эксплуатации остается за-
полненной шламом и загустевшими массами бурового раствора. Это
Таблица 10
Пластовые давления в горизонте 1 Кущевского ПХГ
1оды Пластовое давление, МПа, по месяцам
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12
1994 2,9 2,8 2,7 3,4 3,8 4,1 4,3 4,5 4,6 4,5 4,0 3,5
1995 3,2 3,1 3,0 3,3 3,8 4,2 4,7 4,9 5,0 4,2 4,4 4,0
.1996 3,8 3,3 3,2 3,5 4,2 4,6 4,9 5,4 6,1 7,0 7,1 5,7
1997 4,9 4,6 4,4 4,9 6,6 73 7,4 7,8 7,7 7,2 6,7 5,5
1998 5,5 5,1 4,5 4,2 4,3 5,4 6,6 7,3 7,7 7,9 8,0 7,6
1999 7,0 63 6,0 5,9 7,1 7,7 8,1 8,3 8.3 8,3 8,3 7,8
14
Рнс. 1. Соотношение фактический и проектных дебитов «средней» гори-
зонтальной скважины при различных диаметрах НКТ:
1, 2, 3 — НКТ диаметром соответственно 89, 102 и 114 мм
предположение может быть подтверждено на примере скв. 92, обса-
женной в интервале 1243—1545 м щелевым фильтром и находя-
щейся в эксплуатации с сентября 1995 г. В октябре 1998 г. после
допуска гибкой колонны диаметром 33 мм до глубины 1545 м
при промывке водой из скважины было вымыто 5,8 м3 бурового
раствора, применявшегося при ее бурении. После удаления бурово-
го раствора дебит скважины при отборе газа увеличился от 86 до
255 тыс. м3/сут, т. е. почти в 3 раза. Данный факт свидетельствует
о том, что удаление загустевших масс бурового раствора из затруб-
ного пространства через щели фильтра потоком газа не обес-
печивается.
Вынос породы из пласта при достигнутых дебитах отбора не
наблюдали.
1.4. ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ДОЛГОВЕЧНОСТИ,
НАДЕЖНОСТИ И ПРОДУКТИВНОСТИ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПХГ
В результате анализа промыслового материала по заканчиванию
и эксплуатации горизонтальных скважин, а также изучения спе-
циальной литературы источников [5, 7, 38, 67, 72,87, 90] установ-
лено следующее.
1. Существующая конструкция скважин не обеспечивает в ус-
ловиях вскрытого эксплуатационного объекта и углах наклона
ствола 40—50’ качественного цементирования эксплуатационной
колонны.
15
2. Наиболее вероятно, что причина недостаточной продуктивно-
сти горизонтальных скважин — наличие при освоении и эксплуатации
в затрубном пространстве фильтра шлама и^загустевших масс буро-
вого раствора.
Для устранения выявленных недостатков необходимо:
внести изменения в конструкцию скважины, предусматриваю-
щие крепление скважины обсадной колонной диаметром 245 мм
до кровли эксплуатационного объекта перед его вскрытием, обеспе-
чив при этом качественное цементирование колонны в наклонном
стволе;
разработать технологию заканчивания скважин, обусловливающую
наиболее полное замещение в затрубном пространстве фильтра бу-
рового раствора и шлама на высоковязкую жидкость с заданным
сроком стабильности.
Для этого должны быть решены следующие вопросы:
обеспечение очистки наклонного и горизонтального участков ство-
ла от шлама;
обеспечение центрированного положения обсадной колонны и
фильтра в наклонном и горизонтальном участках ствола;
предупреждение седиментационного расслоения цементного ра-
створа при закачке его в скважину и во время ОЗЦ и, как следствие,
образование вдоль верхней стенки скважины сплошного продольного
канала;
увеличение моющей способности буферной жидкости;
повышение изолирующих свойств тампонажного раствора.
2
ИССЛЕДОВАНИЕ СИЛ СОПРОТИВЛЕНИЯ
ПРИ СПУСКЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
В ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ.
УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПОТОКА
ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ жидкости
В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ НАКЛОННОГО
И ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКОВ СТВОЛА
2.1. ИССЛЕДОВАНИЕ СИЛ СОПРОТИВЛЕНИЯ
ПРИ СПУСКЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
В ГОРИЗОНТАЛЬНУЮ СКВАЖИНУ
Обеспечение проходимости обсадной колонны по стволу гори-
зонтальной скважины до заданной глубины представляет собой
важную проблему. Ее решению уделяют большое внимание как
в нашей стране, так и за рубежом. Известные работы по опреде-
лению сил сопротивления [ 1, 29, 59, 60 и др. ] не учитывают соот-
ношения диаметров труб и скважин, наличия на трубах замков
и касаются главным образом бурильной колонны, тогда как при-
менительно к обсадным колоннам вопрос остается мало исследо-
ванным.
В работах [15, 27, 62, 63, 74, 80 и др.] даются рекомендации
по соотношению диаметров долот, КНБК и обсадной колонны,
при которых должно обеспечиваться беспрепятственное прохож-
дение обсадных колонн по стволу вертикальных скважин. В [2]
даны рекомендации по расчету минимально необходимого диамет-
рального зазора между стеной скважины и обсадной колонной,
при которой обеспечивается прохождение обсадной колонной учас-
тка с резким перегибом ствола.
Общая разгрузка обсадной колонны при спуске ее в вертикаль-
ную скважину достигает 20—25 %, в наклонных — 40—45 % [84].
Силы сопротивления при спуске колонны определяются контактными
17
силами между колонной и стенкой скважины, коэффициентом тре-
ния, а также скреперным и поршневым эффектами.
Лабораторные исследования по изучению коэффициента трения
К1 [83] проводились на специальной установке с применением
изготовленного из углеродистой стали замкового соединения диа-
метром 162 мм и длиной 457 мм с фаской под углом 12*. Прижи-
мающая нагрузка на замок составила 0,90—2,25 кН, что обусловли-
вало распределенное усилие 20 — 50 Н на 1 см длины замка. Нали-
чие фаски на замке практически исключало скреперный эффект.
Было определено, что для химически обработанных растворов с
содержанием 5 % смазочной добавки среднее значение коэффици-
ента трения составило 0,031, при отсутствии смазочной добавки —
0,197, а для необработанных буровых растворов — 0,5 и более.
Публикации о скреперном эффекте (срезание и перемещение
породы со стенок скважины) отсутствуют, что является следствием
недостаточной изученности вопроса о контактных силах между ко-
лонной и стенкой скважины, особенно в искривленных участках
ствола. Для определения сил сопротивления движению обсадной
колонны на прямолинейных и искривленных участках скважины
необходимо найти силы прижатия обсадной колонны к стенкам сква-
жины в местах их контакта.
Здесь обсадная колонна рассматривается как многопролетная
неразрезная балка, опорами которой являются муфты или центра-
торы.
Расчет опорных реакций R и максимальных прогибов f0 балки
в пролете длиной L производится по следующим формулам [82]:
при равномерно распределенной нагрузке q
Rq=KRqL, (1)
<»
Hl
при поперечной нагрузке Р
ЯР=КяР, (3)
PL3
(4)
£.1
где q — вес 1 м колонны в буровом растворе; EI — жесткость труб
при изгибе; / и fQf> — максимальные прогибы соответственно при
нагрузках q и Р\ Кя и Kf — коэффициенты, учитывающие мно-
гопролетность балки и определяющие соответственно величины сил
контакта колонны труб со стенками скважины и прогибы колонны.
Значения коэффициентов KR и Kf в зависимости от вида балки
приведены в табл. 11. Так как различия в величинах коэффициен-
18
Таблица 11
Значение коэффициентов дан опорных реакций Кя п наибольших прогибов К(
Вид балки Кк для опоры Kf для пролета
1 2 3 4 5 ... п п+ 1 1 2 3 4
Многопролетная Четырехпролетная Различие, % Обсадная колонна Многопролетная Четырехпролетная Различие, % Обсадная колонна * Применяется, ко 0,3943 0,3929 0,53 1,00 03415 0,3393 0,64 1,00 гда центр. 1,1340 1,1428 0,78 1,00 1,2009 1,2143 1.12 1,00 ггорыуст; Pat 0,9641 0,9286 3,68 1,00 0,9464 0,8928 5,66 1,00 шавливак тамерно Данные 1,1428 1,00 Cocpedi Данные 1,12143 1,00 ггся, начи мспредеп отсутству 0,3929 1,00 точенная отсутству 0,3393 1,00 ная с перв ШМй ют наг ют ЮИ1 лнагруяа 1,0000 1,00 рузка 1,0000 1,00 •рубыобс; 1 1,0000 1,00 1,0000 1,00 ШНОЙКОЛ 0,0063 0,0019 0,0063* 0,0109 0,0041 онны. [анные от 0,0019 0,0019 [анные от 0,0041 0,0041 сутствую 0,0019 0,0019 сутствую 0,0041 0,0041 т 0,063 0,0019 т 0,0109 0,0041
<о
тов для реакций первых трех опор многопролетной и четырехпро-
летной балок незначительны, то и различия в коэффициентах для
прогибов также должны быть незначительными.
Учитывая, что обсадная колонна рассматривается как многопро-
летная балка, можно принять, что коэффициенты для реакций всех
опор равны единице, а коэффициенты для прогибов всех пролетов
принимаются согласно табл. 11. При одновременном действии на
колонну в пролете поперечной и продольной нагрузок наибольший
прогиб оси труб определяется по приближенной формуле [82]
где — наибольший прогиб, определяемый по формулам (2) и (4);
Ркр — критическая продольная нагрузка, для стержня с жестким
закреплением концов при возможности их перемещения в попереч-
ном направлении
(6)
N — продольная растягивающая нагрузка, знак «-> при N сжимаю-
щей и знак «+» при Л/ растягивающей.
Формула (5) дает ошибку меньше 2 % при N < 0,5Р (для -N)
и при N < ЮР^ (для +N).
После подстановки (5) и значений коэффициентов из табл. 11 в
формулы (О, (2) й (4) последние применительно к пролету обсад-
ной колонны с зенитным углом а приобретают следующий вид:
для равномерно распределенной нагрузки
Rq = qLsina,
0,0019 qL* sin a
(7)
cEI
(8)
для сосредоточенной нагрузки
Схема расположения обсадной колонны в искривленном стволе
представлена на рис. 2.
Длина стрелки дуги длиной L между соседними опорами
расчитывается по формуле
„ \ с /
где Re — радиус искривления скважины.
20
(10)
Рис. 2. Схема расположения обсадной колонны в искривленном (вогнутом)
участке ствола:
1 — опора (муфта, центратор) диаметром dt; 2 — обсадная труба диаметром d;
А - место контакта колонны с верхней стенкой скважины; FE — хорда дуги
длиной L; Rc — радиус искривления скважины; L — длина дуги между соседни-
ми опорами; АС — стрелка h дуги длиной £; АВ — прогиб колонны ft, обус-
ловленный соотношением геометрических размеров ствола и колонны; Д, — мак-
симальный зазор между трубой и стенкой скважины; Д, — максимальный зазор
между опорой (муфтой, центратором) и стенкой скважины
Длина дуги ствола скважины между соседними опорами при-
нимается равной длине пролета, так как даже при малых радиу-
сах искривления скважины (60 м) и длине пролета 20 м разница
в длинах дуги и ее хорды не превышает 0,5 %. В зависимости
от радиуса искривления ствола и соотношения геометрических
размеров ствола и колонны труб могут иметь место следующие
случаи.
1. Соседние опоры располагаются на нижней стенке, а середина
пролета контактирует с верхней стенкой (рис. 2, а).
2. Нечетные опоры располагаются на нижней стенке, а четные —
контактируют с верхней (рис. 2, б).
В первом случае максимальный зазор между колонной и стенкой
скважины около опоры
A, =D-03(do+d} (11)
где D, d0 и d — соответственно диаметры скважины, опоры (муфты,
центраторы) и колонны труб.
Этот случай имеет место, когда Д( + /^ < h.
Во втором случае
A2 = D-d0. (12)
21
При h > Л, + f обсадная колонна прижимается серединой
пролета к стенке скважины с силой Рк, пропорциональной проги-
бу:
/•Г=А-Д|Г/,; (13)
где fr — прогиб колонны, обусловленный кривизной ствола
и соотношением геометрических размеров колонны и скважи-
ны; f — прогиб от веса труб, определяемый по формуле (8).
Согласно (9), контактная сила определяется как:
Эта контактная сила обусловливает реакцию опоры
РР=РК —, (15)
п
где п — число опор колонны в интервале искривления.
Таким образом, на обсадную колонну в скважине действуют по-
перечные силы, которые приложены:
в прямолинейном участке к опоре: Rq по формуле (7);
в искривленном участке: к середине пролета Р* по (14); к опо-
ре R„ + R, где расчет R„ по (9) и R по (7) при а = а , где а —
средний зенитный угол по длине пролета.
Кроме поперечных сил на колонну действует продольная на-
грузка ЛЛ
При спуске колонны нагрузка N может создаваться весом ниже
и выше расположенных труб Nq, силами сопротивления, обуслов-
ленными трением F, скреперованием Gt и поршневанием Gn:
W = +F + GC+Gn. (16)
Продольная сила N от веса труб может быть определена по
формуле
Ыч =<?£, cosci,, (17)
где — длина колонны ниже рассматриваемого сечения; а, —
средний зенитный угол ствола в интервале £..
Силы трения ствола рассчитываются по формулам:
для прямолинейных участков
Fq = KipqLN sin a, (18)
для искривленных участков ствола:
а + RP + Rq)n, (18а)
22
где Кт — коэффициент трения, в соответствии с [83] в зависимо-
сти от обработки бурового раствора и содержания смазочных до-
бавок может изменяться от 0,03 до 0,5 и более; и — число опор
в искривленном участке ствола,расположенном в интервале £.;
Rp — реакция опоры от поперечной силы по (15); Рк — попе-
речная сила по (14); Rq — реакция опоры от веса пролета ко-
лонны по (7).
Для оценки точности расчетов сил сопротивления по предло-
женной методике была проведена регистрация процесса спуска
обсадной колонны диаметром 168 мм в горизонтальную скв. 224
Кущевского ПХГ. Регистрация производилась станцией контро-
ля 1 MS-96-02 газокаротажной партии «Ямалнефтегазгеофизика>.
Исходные данные по скважине (характеристика обсадной колон-
ны): толщина стенки — 12 мм, длина трубы — 12,2 м, диаметр
опоры (муфты) — 0,188 м, Д, = 0,042 м (12), EJ = 3777 кН м2,
схема расположения колонны в скважине согласно рис. 2, а,
— 296 кН, вес 1 м колонны в буровом растворе q = 0,40 кН.
Основные данные, зарегистрированные станцией контроля, а
также результаты расчетов сил сопротивления представлены в
табл. 12 и 13.
При спуске эксплуатационных колонн в скважины Кущевского
ПХГ коэффициент трения изменяется в пределах 0,035 — 0,017
в зависимости от содержания смазывающих добавок. При введении
только фосфатного концентрата коэффициент трения составляет
приблизительно 0,035, а при дополнительном введении 1 % сереб-
ристого графита — 0,017.
Поэтому оценка сил сопротивления при спуске колонны
в скв. 224 произведена для двух значений коэффициента
трения: 0,035 — в табл. 12 и 0,017 — в табл. 13. Из табл. 12
следует:
1) по данным станции контроля силы сопротивления в кон-
це спуска обсадной колонны составили 37 % от веса колонны в
буровом растворе;
2) результаты расчетов по предложенной методике были боль-
ше замеренных нагрузок в интервалах набора и стабилизации
кривизны на 4 —6 %, а в интервале горизонтального ствола —
на 15,8 %.
Данное обстоятельство могло быть следствием того, что
в расчетах не были учтены силы сопротивления, обусловлен-
ные эффектами поршневания и скреперования. Предположение
подтверждается результатами расчетов, приведенными в
табл. 13, из которой следует, что сила скреперования одной муф-
ты при радиусе искривления скважины 80—115 м составляет
4,0-4,6 кН.
23
к>
Таблица 12
Силы сопротивления ири спуске обсадной колонны 168 мм в горизонтальную скв. 224 Кущевского ПХГ
(коэффициент трения “ 0,035)
Интервал глубин по стволу, м Длина интер- вала!-, м Зенитный угол за интервал, градус Радиус искрив- ления скважи- ны Я.,м Вес обсадной колонны в буровом растворе, кН Число опор, п Прогиб от веса Д.м Стрелка дуги, м Прогиб, обуслов- ленный кривизной скважины /,.м
начало конец средний в интер- вале нарас- тающий
0-1180 1180 0 2,5 1,5 472 472 96,7
1180-1260 80 2Д 42,5 24 115 32 504 6,6 0,0018 0,162 0,1182
1260-1430 170 ' 42,5 39,5 41 — 68 572 13,9 0,0029 — —
1430-1500 70 39,5 90,0 66 80 28 600 5,7 0,0041 0,233 0,1869
1500-1672 172 90,0 99,0 95 — 69 669 14,1 0,0045 — —
Продолжение табл. 12
Интервал глубин по стволу, м Нагрузка на пролег колонны,кН Продольная нагрузка по расчету, кН Заме- ренная нагрузка на крюке, кН Разность между весом на крюке и продольной нагрузкой по расчету
за интервал нарастаю- щая
контактная от веса Я, отвеса от трения общая кН %
0-1180 — — 461,6 -0,2 461,4 461,4 471,4 10,2 2,2
1180-1260 59,97 59,97 29,0 -17,9 11,1 472Д 454,4 18,1 4,0
1260-1430 — — 51,3 -1,6 47,8 522,2 504,9 17,3 3,4
1430-1500 92,64 92,64 11,4 -37,9 -26,5 495,8 471,2 24,6 5,2
1500-1672 — — -6,0 -2,4 -8,4 487,4 420,7 66,7 15,8
Таблица 13
Силы сопротивления при спуске 168-мм колонны в скв. 224 Кущевского ПХГ
(коэффициент трения — 0,017)
Интервал глубин по стволу, и а, градус Яе,м Число опор, п Р.кН Р, кН Вес колонны в Продольная нагрузка за интервал, кН
иуривом к «створе, Н по расчету остаток (скрепе- рование)
в интер- вале всего от веса от трения общая
1180-1260 2,5-4,2 115 6,6 2,0 60,0 -17,0 454,4' 29,0 -13,7 -1,8 -30,5
1260-1430 42-39 3250 13,9 3,2 - 50,5 504,9 51,3 -0,8 -2,9 —
1430-1500 39-90 80 5,7 4,5 92,6 -33,7 471,2 11.4 -18,4 -4,0 -22,7
1500-1672 90-99 1095 14,1 4,9 — -50.5 420,7 -6,0 -1,2 -32,6 -10,8
2.2. ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ
ПОТОКА ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ ЖИДКОСТИ
В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ НАКЛОННОГО
И ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКОВ СТВОЛА
Предупреждение образования застойных зон бурового раствора
в затрубном пространстве скважины — одно из главных условий ее
качественного цементирования. Считается, что застойные зоны не
возникают при центрированном положении колонны в скважине.
Однако в ранее разработанных методиках по центрированию обсад-
ных колонн [ 14,44, 45,47, 79] отсутствует требование по допустимой
величине эксцентриситета кольцевого пространства и не учиты-
вается воздействия контактных нагрузок на пружинный центратор.
Движение вязкопластичной жидкости в эксцентричном кольце-
вом пространстве и допустимая величина эксцентриситета подроб-
но исследованы в [37, 51 —54].
Р. И. Шищенко в результате экспериментальных работ устано-
вил [95], что при низких скоростях течения максимальное значение
коэффициента вытеснения соответствует условию
ЬЛ2е-8£30,
0₽
где 5 — ширина узкой части кольцевого сечения, см; 0р — СНС
бурового раствора, гс/см2; уц, ур — удельный вес соответственно
цементного и бурового растворов, гс/см3.
А. X. Мирзаджанзаде, М. П. Гули-Заде и другие исследователи
[81] отмечают, что при эксцентричном расположении колонны для
движения защемленного бурового раствора необходимо выполне-
ние условия:
где Др — перепад давления; I — длина защепленного участка;
8 — зазор в защемленном месте; т0 — предельное динамическое
напряжение сдвига.
Впервые вопрос об условиях формирования потока вязкоплас-
тичной жидкости в кольцевом пространстве при восстановлении
циркуляции был рассмотрен в работе [88]. Было установлено, что
минимальный градиент перепада давления при восстановлении цир-
куляции определяется условием
&Рт\п ~ ®Arm«x >
где 0 — статическое напряжение сдвига; г — максимальное
26
значение гидравлического радиуса сечения, по которому происхо-
дит восстановление циркуляции.
Из всех фигур с одинаковой площадью гидравлический радиус
максимален у круга. Поэтому в эксцентричном кольцевом сечении
максимальное значение гидравлического радиуса может иметь не
все кольцевое сечение, а только его часть.
Так, в кольцевом сечении, образованном окружностями диа-
метрами 168 и 280 мм, при эксцентриситете е = 56 мм максималь-
ное значение гидравлического радиуса имеет фигура, гидравличес-
кий радиус которой превышает радиус всего сечения в 1,45 раза,
при е = 28 мм — в 11,7 раза, при е £ 11,7 мм отношение этих
радиусов равно единице. Это означает, что при е > 11,7 мм
в кольцевом сечении 168 х 280 мм восстановление циркуляции
вязкопластичной жидкости происходит не по всему сечению, а толь-
ко по его части, при е & 11,7 мм — по всему.
Эксцентриситет, при котором максимальный гидравлический
радиус части сечения не превышает радиуса всего сечения, назван
критическим.
Авторами была установлена графическая зависимость между
минимальным зазором в кольцевом пространстве и диаметром
окружностей, его образующих, при котором образование потока
во время восстановления циркуляции, происходит по всему коль-
цевому сечению, т. е. без образования застойных зон. Однако
пользоваться этим графиком при практических расчетах затруд-
нительно.
Была поставлена задача обеспечения движения раствора по
всему сечению без зоны смешивания. При такой постановке
движение раствора должно обеспечиваться при е = 0, т. е. при
действии силы Fo должно происходить движение по всему се-
чению.
С учетом указанного и в развитие работ [35, 88] была установ-
лена зависимость [91] критического эксцентриситета от размеров
кольца, при котором гидравлический радиус сечения максималь-
ный, а затраты энергии минимальные:
е
«р
= 0,5 D 1 -
(19)
где D и d — диаметры соответственно наружной и внутренней
окружностей кольца (рис. 3).
Эта формула позволяет определить, при каких отклонениях оси
колонны от оси скважины восстановление циркуляции вязкоплас-
27
Рис. 3. Восстановление циркуляции вязкопластичной жидкости в кольцевом
пространстве:
а - е > ет; б - е S е
*Р ’ кр
тичной жидкости происходит по всему кольцевому сечению. Необ-
ходимо отметить, что после восстановления циркуляции при интен-
сификации промывки по мере роста касательных напряжений на
границе потока происходит его расширение.
Но этот процесс ограничивается повышенными значениями ста-
тистического напряжения сдвига у стенки необсаженного ствола.
Поэтому необходимо расположить колонну в скважине так, чтобы
поток образовывался по всему кольцу уже на стадии восстановле-
ния циркуляции.
Критические значения эксцентриситета, рассчитанные по форму-
ле (19), для обсадных колонн в зависимости от диаметра скважины,
представлены в табл. 14.
Однако для наклонного ствола даже концентричное положение
труб в скважине не является достаточным условием предупрежде-
ния застойных зон.
В исследованиях [83, 96] указывается, что в скважине с зе-
нитным углом 30 — 60’ происходит седиментационное расслоение
суспензии. Расслоение предупреждается при высокой консистен-
ции суспензии и турбулентном режиме течения жидкости, однако
при остановке движения необработанного цементного раствора
седиментация частиц или флокул цемента возобновится: вода будет
стремиться подняться вверх.
Повышение содержания твердой фазы в нижней части потока
обусловливает перераспределение фронта скоростей. Процесс интен-
сифицируется при наличии в растворе шлама, а также с увеличе-
нием эксцентриситета затрубного пространства.
28
Таблица 14
Критическое значение эксцентриситета е зависимости
от диаметров колонны н скважины
Диаметр, ММ е , мм
колонны скважины
168 245,5 324 216 225 240 260 295 305 320 340 360 394 404 420 440 460 2,7 3,7 5,5 8,4 2,1 2,9 4,4 6,7 9,3 3,1 4,0 5,6 7,8 10,3
В промысловой практике известны случаи, когда в процессе про-
мывки из-за заиления происходили прихваты колонны труб даже в
обсаженном стволе. Отсутствие шлама в скважине является одним
из условий ее качественного цементирования
Шлам также образуется и при спуске колонны с муфтами без
фасок в искривленных участках ствола, где из-за больших нагрузок
на муфты скреперный эффект может быть очень значительным.
В процессе спуска колонны шлам перемещается муфтами по
стволу, образуя при этом скопления, препятствующие формирова-
нию потока по всему кольцевому сечению даже в тех случаях,
когда эксцентриситет не превышает критического значения. Вы-
мыть шлам при цементировании полностью практически невоз-
можно. Поэтому шлам от бурения должен быть удален из скважи-
ны до начала спуска колонны, а при ее спуске он не должен обра-
зовываться, т. е. муфты колонны должны иметь соответствующие
фаски.
Предупреждение осаждения шлама при промывке на нижнюю
стенку может быть достигнуто при условии создания широкого
зазора кольцевого сечения со стороны нижней стенки. Это может
быть выполнено при оснащении колонны эксцентриками, которые
при вращении сообщают колонне поперечные перемещения, при
этом ось колонны периодически приподнимается выше оси сква-
жины, обусловливая тем самым изменение сечения потока.
В работе [57] применение эксцентриков рекомендовалось при
установке цементных мостов и подготовке ствола к спуску обсад-
ных колонн в вертикальных скважинах в осложненных условиях.
29
Автором они рекомендуются для очистки наклонного и гори-
зонтального участков ствола от шлама перед спуском обсад-
ной колонны и фильтра. Работы проводятся по специальной тех-
нологии.
2.3. ОЦЕНКА ЦЕНТРИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ
ПРУЖИННЫХ И ЖЕСТКИХ ЦЕНТРАТОРОВ
Оценка произведена по диаметру окружности D, находясь в
которой и будучи установлен на колонне диаметром d центратор
обеспечивает восстановление циркуляции по всему кольцевому
сечению.
При оснащении колонны жесткими центраторами кольцевое
пространство характеризуется эксцентриситетом
«и.» «03(Д-<ж), (20)
где d — диаметр жесткого центратора.
При
(21)
восстановление циркуляции проходит без образования застойных
зон.
Решая совместно (20) и (19), имеем
Г7 7?
и I \ и)
(22)
(23)
2d
Формулой (23) можно пользоваться и для пружинных центра-
торов, подставляя вместо d значение </в из табл. 15.
Анализ данных, приведенных в этой таблице, показывает, что
стандартные пружинные центраторы обеспечивают восстановление
циркуляции в затрубном пространстве без застойных зон в скважи-
нах, диаметр которых на 20—30 % больше диаметра применяемого
долота, а жесткие центраторы — в скважинах, диаметр которых
превышает диаметр самого центратора, всего на 2—4 %. Таким
образом, для восстановления циркуляции в обсадной колонне без
застойных зон диаметр центратора должен быть практически равен
диаметру шаблона для обсадных труб.
' Кроме того, при спуске жесткого центратора в необсаженном
стволе, особенно в искривленных участках, промывочные каналы
центратора будут забиваться шламом, в результате чего сам центра-
30
Таблица 15
Параметры пружинных центраторов
Типоразмер Наружный диаметр, мм Допустимая радиальная нагрузка [Q], равная весу трубы длиной 10 м, кН
в ненагруженном состоянии под нагрузкой [Q]
ЦЦ127/165-191 240 209 2,7
ЦЦ140/191-216 264 228 3,4
ЦЦ168/216-245 292 257 4,7
ЦЦ245/295-320 370 336 7,0
ЦЦ324/394 44S 413 9,5
Таблица 16
Соотношение размеров центраторов и затрубного пространства,
при которых восстановление циркуляции происходит без застойных эон
Тип центратора Диаметр, мм Диаметр колонны, мм
168 245
Жесткий Пружинный Скважин Центратор Скважин Центратор (см. табл. 15) 216 225 210,6 217,7 280,6 257 295 305 290,7 299,0 352,9 336
тор станет причиной образования застойных зон. Жесткие цент-
раторы следует устанавливать только в обсаженном стволе; ребра
должны быть спиральными, чтобы обеспечивать турбулизацию по-
тока, а размеры центратора — соответствовать размерам шаблона
для труб предыдущей обсадной колонны. Результаты расчетов пред-
ставлены в табл. 16.
2.4. МЕТОДИКА ЦЕНТРИРОВАНИЯ
ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ И ФИЛЬТРА
В СКВАЖИНЕ
Цель расчета — определение расстояний между центраторами,
при которых радиальная нагрузка на центратор и прогиб колонны
между центраторами не превышают допустимых величин. Колон-
на должна находиться в центрированном положении как при про-
мывке, так и при цементировании, поэтому в расчётах следует опе-
рировать весом труб в буровом растворе.
31
Допустимая величина прогиба определяется из условия
(24)
где екр — эксцентриситет, определяемый по (19); ец — эксцентри-
ситет колонны в месте установки центратора.
Для пружинных центраторов ец = 0, а для жестких определяет-
ся по (20).
При ецж £ екр применение жестких центраторов нецелесооб-
разно.
Для пружинных центраторов допустимая нагрузка [Q]
определяется из табл. 15 или по их технической характеристи-
ке; для жестких центраторов она не ограничивается. Расчет
производится со стороны незакрепленного конца обсадной ко-
лонны.
Расстояние между центраторами £ц определяется исходя из
следующего:
1) допустимой нагрузки на центратор [QJ (из табл. 15 или тех-
нических условий на центратор):
_ [Q] .
*ц » •
g sin а
(25)
2) допустимой величины прогиба [/] колонны между соседними
центраторами:
L
“ у 0,0019 <?sina’
(26)
где С = 1±(М/Р,„)г.
Условия (25) и (26) справедливы при а^З*.
Для первого пролета, если центраторы устанавливаются начиная
с первой трубы, вместо коэффициента 0,0019 применяется коэффи-
циент 0,0063. Допустимая величина прогиба [/] рассчитывается
по формуле (24), критическая нагрузка Ркр — по формуле (6), а
продольная сила — как
= (27)
где N — определяется по формуле (17), a F — по (18) и
(18 а).’
Силы скреперования и поршневания не учитываются, так как
после промывки (цементирования) скважины они практически от-
сутствуют.
При расчетах для расположенного выше участка обсадной
колонны продольная сила учитывается нарастающим ито-
гом.
32
2.5. ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ НАКЛОННОГО
И ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКОВ СТВОЛА
ОТ ШЛАМА
Экспериментальными исследованиями установлено и промыс-
ловыми подтверждено [12, 83, 97], что вследствие эффекта Бой-
котта в наклонных скважинах с углом наклона 30—60* (наиболее
интенсивно 40—50*) в суспензиях происходит оседание твердой
фазы в направлении нижней стенки скважины.
Применительно к буровым растворам этот эффект проявляет-
ся в первую очередь в осаждении шлама. Процесс осаждения
интенсифицируется в местах снижения скорости потока, а имен-
но — в кавернах, суженных частях кольцевого сечения из-за
эксцентричного положения колонны в скважине.
Поскольку при бурении наклонных и горизонтальных участ-
ков ствола бурильная колонна располагается в основном на
нижней стенке скважины, то на этих участках накопления шла-
ма могут быть значительными и тем самым способствовать сни-
жению качества цементирования обсадных колонн. Для очист-
ки наклонных и горизонтальных участков ствола от шлама
автором разработана технология, предусматривающая следую-
щее:
механическую очистку скважины от шлама;
образование потока раствора по всему кольцевому сечению за
счет поперечных перемещений колонны, при которых ось труб
периодически приподнимается выше оси скважины.
Технология базируется на применении компоновки бурильных
труб с эксцентриками. Для условий скважин Кущевского ПХГ на
базе производственного обслуживания филиала «Кубаньбургаз»
были изготовлены пятилопастные эксцентрики по авторскому
свидетельству [3] для применения их в скважинах, пробуренных
215,9-мм и 295,3-мм долотами в компоновке с 127-мм бурильны-
ми трубами. Техническая характеристика эксцентриков приведена
ниже.
Техническая характеристика эксцентриков
Диаметр долота, мм.................. 215,9 2953
Шифр эксцентрика................Э206 х 160 х 23 Э286 х 160 х 63
Наружный диаметр Д,, мм.............. 206 286
Диаметр корпуса а,, мм............... 160 160
Эксцентриситет е(, мм................. 23 63
Тип замковой резьбы............. < 4 '/, JF
Отклонение ек оси компоновки от оси скважины в местах на-
хождения эксцентрика в зависимости от диаметра ствола представ-
лено ниже.
33
Отклонение е„ оси компоновки от оси скважины
в месте установки эксцентрика
Диаметр скважины, мм.............. 216 240 250 296 350 410
Шифр эксцентрика.................. Э206 х 160 х 23 Э286 х 160 х 63
Отклонение при положении эксцентрика:
нижнем
е* = 0,5 (D, — Dc) + е,...........+18 +6 +1 +58 +31 +1
верхнем
е„ = 0,5 (d, - Dc)..............-25 -40 -45 -68 -95 -125
Примечание. Знак «+» означает, что ось трубы находится вьше оси скважи-
ны, знак «-* — ниже.
Из этих данных видно, что применение эксцентрика Э206х 160x23
эффективно при диаметре ствола до 250 мм и 3286x160 x 63 —
до 410 мм.
Расстояние Lt между соседними эксцентриками определяется,
исходя из условия, что максимальный прогиб труб между соседни-
ми эксцентриками от собственного веса труб составляет не более
четверти диаметра бурильного замка
[/e]<; 0,25rf3. (28)
В этом случае при нахождении эксцентрика в верхнем положе-
нии середина пролета не будет касаться нижней стенки скважины.
Расчет производится по формуле (26) при N = 0.
Результаты расчетов максимального прогиба 127-мм буриль-
ных труб в зависимости от расстояний между опорами (эксцент-
риками): наружный диаметр труб 127 мм, внутренний — 107 мм,
вес труб в воздухе 0,3 кН/м, в буровом растворе плотностью
1,16 г/см3 — 0,255 кН/м; жесткость труб 1329,43 кН-ма; стре-
ла прогиба (при длине пролета 12,5 м) 6 и 9 мм при зенитном
угле 45 и 90* соответственно. Очевидно, что для труб 127 мм
расстояние между соседними эксцентриками 12,5 м удовлетворяет
указанным выше условиям.
Компоновка для очистки ствола от шлама включает: направ-
ляющую пробку диаметром на 10 мм меньше диаметра долота;
лопастной центратор по диаметру долота; четыре эксцентрика
диаметром на 10 мм меньше диаметра долота, между которыми
установлено по одной 127-мм трубе длиной И —13 м. При уста-
новке эксцентриков в компоновке специальная ориентировка
их относительно друг друга не требуется. Длина компоновки
от центратора до последнего эксцентрика около 50 м. Общий
вид компоновки представлен на рис. 4.
Ствол скважины перед спуском эксплуатационной колонны
прорабатывается начиная от глубины с зенитным углом 30*. Ско-
рость проработки — 100 м/ч (30 см за 10 с) при частоте вра-
щения ротора 30—50 об/мин и скорости восходящего потока
не менее 1м/с.
34
Рис. 4. Компоновка для очистки наклонных н горизонталь-
ных участков ствола от шлама:
1 — бурильная труба; 2 — эксцентрик; 3 — центратор; 4 —
направляющая пробка
При подъеме бурильной колонны после прора-
ботки производятся промывки через каждые 50 м
(длина компоновки), последняя — на глубине нача-
ла проработки. Продолжительность промывок на
забое и промежуточных при подъеме — в течение
5 — 10 мин, при вращении и расхаживании буриль-
ной колонны — на длину ведущей трубы.
2.6. ПОВЫШЕНИЕ ГЕРМЕТИЧНОСТИ
РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН [71, 83]
Все типы резьбовых соединений обсадных труб
из-за конструктивных особенностей имеют общий
существенный недостаток. Независимо от профиля
резьбы и типа соединения в резьбовом соединении
после свинчивания остается винтовой канал между
сопрягаемыми поверхностями нарезки. Наличие
дополнительных конструктивных элементов в со-
единениях повышенной герметичности, таких как по-
ясковые гладкие поверхности на ниппеле и муфте,
упорные торцы, значительно повышают надежность
резьбовых соединений, но не обеспечивают их дос-
таточной герметичности для жидкостей и газов при
реальных перепадах давлений на резьбовые соеди-
нения. Кроме того, отрицательное влияние допус-
ков на геометрические размеры резьб и дефектов
изготовления лишь частично снижается при за-
креплении соединений за счет локальных упругих
и упругопластических деформаций и притирания
сопрягаемых поверхностей.
Герметичность резьбовых соединений обеспечи-
вается за счет применения смазочно-уплотнитель-
ных составов и закрепления соединений с необходимым крутящим
моментом как при навинчивании муфт на трубы, так и при свинчи-
вании труб в процессе спуска колонны.
Величины крутящих моментов и указания по визуальному контро-
лю за степенью закрепления резьбовых соединений каждого типораз-
35
мера (тип резьбы, диаметр и толщина стенок труб, марка стали труб)
регламентируются техническими условиями на их изготовление.
Некоторые передовые фирмы-изготовители поставляют трубы
с заранее нанесенными уплотнителями на ниппели труб. Во всех
остальных случаях для обсадных труб отечественного и импортно-
го производства выбор и применение уплотнительных составов
необходимо осуществлять в соответствии с табл. 17.
Тем не менее, как показали результаты экспериментальных исс-
ледований на натурных образцах труб (Т. Е. Еременко, Ю. Д. Ком-
натный и др.) и промысловый опыт, применение рекомендуемых
уплотнительных составов и крутящих моментов при свинчивании
резьбовых соединений является необходимым (из опыта специали-
стов Кубани), но не всегда достаточным условием обеспечения их
герметичности в скважинах, особенно газовых. Снижение стойкос-
ти к утечкам и потеря герметичности обусловлены совместным дей-
ствием осевых растягивающих и сжимающих нагрузок и изгибаю-
щих моментов. Особенно этому воздействию подвержены безупор-
ные конические резьбовые соединения с резьбой треугольного про-
филя. Наименее стойкими к утечкам оказываются соединения труб,
спускаемых с применением элеваторов, когда коэффициенты запаса
прочности на расстройство резьбовых соединений составляют 1,5
и менее. При опоре торца муфты на элеватор муфта по всей высоте
деформируется в поперечных и продольных сечениях, и уже после
снятия с элеватора под действием обратных упругих деформаций
резьбовое соединение оказывается ослабленным.
Экспериментальными исследованиями на образцах 146-мм обсад-
ных труб установлено, что после свинчивания труб на элеваторе,
снятия колонны и вторичной посадки ее на элеватор резьбовые
соединения начинают дополнительно довинчиваться при крутящем
моменте, значительно меньше (иногда на 25—30 %) максимального
момента при первичном свинчивании. Для труб, свинчиваемых с
подвешенной на клиновом захвате (спайдере) колонной, эта величи-
на также снижается на 10 — 15 % и более.
В связи с этим непременное условие повышения герметичности
резьбовых соединений — использование для спуска обсадных ко-
лонн клиновых захватов или спайдеров на роторе и талевой систе-
ме, полностью исключающих применение элеваторов, особенно в про-
цессе допуска верхних, наиболее нагруженных секций колонны.
В особо ответственных случаях оправдал себя опыт спуска
обсадных труб с треугольными резьбовыми соединениями по
ГОСТ 632-80, когда верхняя часть колонны спускается с двухкрат-
ным закреплением резьбовых соединений: первое закрепление —
по обычной технологии, повторное — после взятия колонны
«на вес» и повторной посадки на захватное устройство.
36
Таблица 17
Уплотнительные составы н материалы
для резьбовых соединений обсадных труб
Наименование, шифр, ГОСТ, ТУ Изготовитель (б. СССР) Область применения, особенности*
ТУ 38-101440-74 Казанский опыт- ный завод синте- тических смазок При температурах до 120 *С для всех типо- размеров труб в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах. При температуре воздуха ниже 10 *С смазку подогревать в водяной бане до 20+25 *С, при отрицатель- ных температурах — дополнительно по- догревается резьбовой конец трубы до 5+10 ’С. Крутящий момент на 40—60 % выше, чем при несамоотверждающихся смазках
Р-402, ТУ 38-101708-78 Завод им. Шаумя- на (г. Санкт-Пе- тербург) При температурах до 200 ’С: для труб с резьбами повышенной герметичности (ОПТ, ОТТМ и др.) в газовых и газо- конденсатных скважинах; для труб по ГОСТ 632-80 в нефтяных скважинах (как правило, при избыточных давлениях до 1э,0 МПа). Не требуется подогрев резь- бового конца трубы при температурах до -30 ’С
Р-2 МВП, ТУ 38-101332-73 Тоже При температурах до 100 ’С: для труб с резьбами повышенной герметичности (ОТТГ, ОТТМ и др.) в газовых и газо- конденсатных скважинах; для труб по ГОСТ 632-80 в нефтяных скважинах
Лента ФУМ (фторопластовый уплотнительный материал), ТУ 6-05-1388-76 Завод им. «Ком- сомольской прав- ды» (г. Санкт- Петербург), Ох- тинское НПО «Пластполимер» (г. Санкт-Петер- бург) При температурах до 200 ’С: для труб по ГОСТ 632-80 диаметром до 245 мм в газовых и газоконденсатных скважинах с избыточным внутренним давлением до 200 кгс/смг; для труб по ГОСТ 632-80 всех диаметров в нефтяных скважинах. Крутящий момент на 18—20 % ниже, чем при несамоотверждающихся смазках
Графитная смазка (УСсА) ГОСТ 333-55 Завод им. Шаумя- на (г. Санкт-Пе- тербург) В скважинах с избыточным внутренним давлением не более 130 кгс/см2 кроме га- зовых и газоконденсатных скважин, мор- ских скважин, любых скважин, на которых предусмотрена установка противовыбросо- вого оборудования и скважин с градиентом пластового давления 1,3 и более
Резьбовой отверждаемый герметик РОГ, ТУ 51-00158623- 39-97 При температурах до 300 *С и любых из- быточных давлениях: для всех типораз- меров труб и переводников, спускаемых в газовые, газоконденсатные и нефтяные скважины, в том числе наличием агрес- сивных сред. В наклонно направленных скважинах, начиная с участка интенсив- ного набора искривления, применение обязательно
* Указана температура, большая из двух — динамическая или статическая.
37
Вынужденным, но эффективным способом восстановления гер-
метичности резьбовых соединений обсадной колонны на верхнем,
незацементированном участке является довинчивание их в скважи-
не на любой стадии после опробования или эксплуатации.
Расчет и порядок проведения операций по довинчиванию об-
садной колонны следующий.
Если обсадная колонна перфорирована, устанавливается отсе-
кающий цементный мост и демонтируется колонная головка. Одним
из известных методов, например с помощью магнитного локатора,
определяется длина незащемленной цементным кольцом и непри-
хваченная верхняя часть обсадной колонны. Устанавливается
ротор или, при его наличии, верхний привод. К колонне присоеди-
няется рабочая труба.
Довинчивание осуществляется путем передачи импульсов вращаю-
щего момента на резьбовые соединения. При прочих равных усло-
виях довинчиваются в первую очередь резьбовые соединения, нахо-
дящиеся под нулевой и минимальной осевой нагрузкой. С учетом
этого, начиная с положения полностью разгруженной или натянутой
на вес свободной части, колонна ступенями натягивается (разгру-
жается) на величину веса 100 — 150 м труб и путем вращения
с устья с заданным вращающим моментом М довинчивается. Зна-
чение М принимается равным максимальному значению вращаю-
щего момента для первичного крепления резьбовых соединений
данного типоразмера с учетом типа уплотнительного состава или
на 10 —15 % выше.
При наличии роторного моментомера или моментомера верхнего
привода контроль за значением вращающего момента осуществля-
ется по моментомеру. В этом случае при заданном значении М к
верхней трубе колонны на каждой ступени довинчивания, должен
прикладываться вращающий момент
МК=М 1+ -^-(0,010 +0,015) ,
100
(29)
где /р — длина растянутой части колонны на каждой ступени до-
винчивания.
Формула (29) справедлива для случаев условно-вертикальных
или незначительно искривленных (5 — 7*) скважин на верхнем уча-
стке, что отмечается в большинстве случаев.
В промысловой практике ввиду отсутствия или ненадежности
моментомеров широкое распространение получил способ контроля
величины вращающего момента по углу упругого закручивания ко-
лонны. При этом учитывается, что при одном и том же значении
вращающего момента на устье угол упругого закручивания колон-
38
ны тем меньше, чем больше длина разгруженной части колонны, а
передаваемый вращающий момент постепенно затухает на сжатом
участке ввиду изгиба труб и прижимания их к стенкам скважины.
Для определенного сочетания диаметров скважины и колонны и
толщины стенок труб существует критическая длина разгруженной
колонны /ц,, ниже которой вращающий момент не передается. Такой
длиной является абсцисса, соответствующая точке пересечения двух
кривых на совмещенном графике, изображающем функции:
’ (30)
I qr)
где /с — длина сжатого (разгруженного) участка колонны; q —
масса единицы длины колонны на участке /е; г — наружный радиус
труб.
Величина k вычисляется по формуле:
где ф — коэффициент трения труб о стенки скважины, принимае-
мый равным 0,25 — 0,30 (по М. М. Александрову); г — радиальный
зазор между колонной и скважиной; EI — жесткость труб при
изгибе.
Чем больше длина разгруженной части колонны 1е при общей
длине £,тем меньше угол упругого закручивания всей колонны
при одном и том же вращающем моменте, приложенном к верхней
трубе.
Таким образом, чтобы обеспечить постоянство прикладываемого
вращающего момента к резьбовым соединениям в переходной зоне
от растянутой к сжатой части колонны, необходимо по мере раз-
грузки колонны уменьшать угол ее упругого закручивания, а при
натяжении от разгруженного положения — увеличивать его.
Разбив обсадную колонну на условные участки длиной
100—150 м и приняв в качестве контролирующего параметра
за величиной передаваемого вращающего момента довинчиваемым
резьбовым соединениям угол упругого закручивания труб а, выра-
женный числом поворотов верхней трубы, вычисляют значения а
для исходного и всех промежуточных положений из выражения
а =
MKL
2kGIp
2EIr Г(Ч)2
n<pGIp [ 2
-lnch(fe/c)
(32)
где GIf — жесткость труб при кручении.
39
При вычислении а необходимо руководствоваться следующим.
В случае /е £ /к в (32) подставляются величины! и 1с.
В случае /' > I вместо L подставляется величина L - (/с - 1^),
а вместо /, — величина /кр.
Для руководства операциями по довинчиванию колонны вы-
даются дискретные величины а, соответствующие величинам /с от
L до 0.
Резьбовые соединения считаются довинченными, если при
каждом положении колонны после нескольких попыток поворота
верхней трубы на а оборотов и снятия вращающего момента реак-
тивный возврат трубы составит а оборотов.
2.7. РАЗРАБОТКА МЕТОДА ОЧИСТКИ СТВОЛА
СКВАЖИНЫ ПРИ ОБВАЛАХ ПОРОДЫ И ПОТЕРЕ
ПРОХОДИМОСТИ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА
Неудовлетворительная очистка ствола скважины в процессе бу-
рения ведет к накоплению шлама и возможному прихвату буриль-
ного инструмента.
Основные причины осложнений В. И. Иванников [40] связы-
вает с кавернозностыо и струйным течением бурового раствора.
Для нарушения струйного течения и очистки скважины от шлама
автором предложена компоновка, представленная на рис. 4. Однако
при обвалах пород в скважине образуются пробки, и буровой инст-
румент не доходит для забоя скважины. В этих условиях использо-
вать эту компоновку (см. рис. 4) не удается.
Для очистки ствола скважины при наличии пробок из крупных
кусков обвалившейся породы и потере проходимости бурового
инструмента разработан и с большим эффектом осуществлен но-
вый способ восстановления проходимости ствола скважины после
обвала породы. До настоящего времени на практике используется
способ очистки ствола скважины от породы [40], заключающийся
в том, что применяется компоновка, состоящая из долота, расшири-
теля, труб. Компоновка спускается в скважину, и ведется прора-
ботка ствола с интенсивной промывкой. Такая технология веде-
ния работ по проработке пробок из породы приводит к тому, что
крупные куски породы (20—50 мм и более) уносятся с забоя и,
накапливаясь выше долота по стволу, поступают в кольцевой за-
зор между трубами и стенкой скважины. Это вызывает заклини-
вания, затяжки, а при отрыве инструмента от забоя — прекраще-
ние циркуляции. Часто, особенно в кавернозном стволе, возникают
прихваты и поломки бурильной колонны из-за оседания прочных
40
обломков породы. При каждом уменьшении и прекращении про-
мывки инструмент заклинивается оседающей породой, поднимае-
мой над долотом интенсивной промывкой, что не позволяет эф-
фективно вести процесс восстановления проходимости по стволу
скважины. При этом нередко происходит поломка бурового инст-
румента, что заканчивается аварийными работами, а иногда и лик-
видацией скважины.
Предложен и запатентован новый способ [31—34, 73], который
позволяет при обвалах породы эффективно восстанавливать про-
ходимость по стволу скважины. Этот способ предусматривает спуск
в скважину компоновки, включающей долото, УБТ, бурильные тру-
бы. Спуск инструмента осуществляется с промывкой до зоны об-
вала и получения посадки. Инструмент поднимают над забоем,
если была затяжка, до прекращения затяжки, сообщают вращение
(30 — 60 об/мин) инструменту, ограничивают расход промывоч-
ной жидкости, подают долото до места обвала и «с навеса» разру-
шают (дробят) крупные куски породы. При заклиниваниях доло-
то приподнимают и вновь, с меньшей скоростью, производят разру-
шение обвала. После углубления на 0,5—1 м долото отрывают от
«искусственного забоя», не прекращая вращение, переводят насосы
на промывку с максимально возможной подачей, расхаживая инст-
румент, и вымывают разрушенный долотом (мелкий) шлам из сква-
жины. Далее операцию по очистке ствола скважины от накопив-
шейся породы (пробок из крупных кусков) повторяют до полной
очистки ствола. Как правило, эта операция заканчивается при до-
хождении долота до достигнутого при бурении забоя. Достигнув
забоя, проводят промывку скважины и обработку бурового ра-
створа. При дальнейшем углублении скважины и первых призна-
ках нового обвала породы (появление затяжек, вынос крупных
обломков породы) прекращают нормальный процесс углубления и
проводят описанные выше операции по очистке ствола от обвалив-
шейся новой порции породы. Для уменьшения обвалов породы
также целесообразно пересмотреть значение плотности бурового
раствора и выполнить известные способы ингибирования, что осу-
ществляется относительно каждой конкретной скважины.
Новый способ очистки ствола скважины при обвале породы был
успешно применен при бурении скв. 42 Юбилейная и скв. 137
Александровская, которые и были доведены до проектных глу-
бин.
Наклонно направленная скв. 42 Юбилейная с проектной глу-
биной 4450 (4593) м заложена с целью добычи газа и конденсата
из верхнеюрских (келовейских) отложений.
Скважина пробурена по конструкции: направление 426x20 м,
кондукторов 324x600 м, промежуточная техническая обсадная
41
Таблица 18
Результаты восстановления проходимости ствола после обвала породы
сп. 42 Юбилейная
Интервал работы, м Время проработ- ки, ч Компоновка низа бурильной колонны Технология проработки Примечание
3100-4070 251,95 Ш215,9МС(ПО); КПП; 124 м 146-мм УБТ Стандартная 14 проработок
3117-3257 3252-3269 3269-3442 3442-3490 3490-3863 3863-3990 3908-4-64 5,75 7,75 8,25 2,75 23,00 15,25 19,25 1П215.9МС; КЛС212на0,5м от долота; 202 м 146-мм УБТ Дробление кусков по- роды долотом при производительности до. 0,01 mVc, а очистку ствола при 0,023 м3/с от мелких осколков породы, многократное повторение операций Дошли до забоя и продолжили бурение
3490-3863 3863-3877 15,75 12,75 Пикообразное долото диаметром 214 мм, КПС; 110М133-ММ УБТ Работа при произво- дительности 0,023— 0,0254 м3/с и попыт- ках пройти интервал обвала Проработку прекратили из-за посадок и заклиниваний (250-300 кН)
колонна 245x3020 (3028) м, хвостовик 194 x 2920 (2921) —
4230 (4352) м, эксплуатационная колонна 140x 4450 (4593) м. Ре-
зультаты восстановления проходимости ствола после обвала поро-
ды представлены в табл. 18.
До использования нового способа очистки, начиная с глубины
3000 и до 4064 м, 14 раз проводились работы по очистке ствола,
затрачено 252 ч, но положительного результата не достигли. Зака-
чали пачку раствора объемом 18 м3 со следующими параметрами:
плотность 1600 кг/м3, условная вязкость 120 ’С. Закачку пачки
вели с расходом 0,022 м3/с. Исходный раствор — мел плотностью
1280 кг/м3. Результата от прокачки пачки не получено; вынос
шлама в пачке не получен; плотность раствора в пачке при выходе
из скважины составляла 1460 кг/м3. Это свидетельствует о том,
что произошло ее разбавление раствором из скважины и параметры
жидкости пачки не соответствовали требуемым.
3
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ
ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
И ТЕХНОЛОГИИ ЕЕ ЗАКАНЧИВАНИЯ
3.1. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ
СКВАЖИНЫ И РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ
К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
В НАКЛОННОМ СТВОЛЕ
На основании анализа осложнений, наблюдавшихся при креп-
лении горизонтальных скважин эксплуатационной колонной, раз-
работана более совершенная конструкция горизонтальной сква-
жины (табл.19).
Принципиальные отличия разработанной конструкции от ранее
применявшейся следующие.
1. Крепление скважины 245-мм обсадной колонной осуществ-
ляется за 3—5 м до вскрытия кровли продуктивного пласта, что
предупреждает образование каверн и желобов ствола в глинистой
толще над продуктивным пластом и существенно снимает ограни-
чения на режим продавливания цементного раствора в затрубное
пространство скважины.
2. Эксплуатационную колонну и фильтр спускают двумя сек-
циями: первая — фильтр и вторая — обсадные трубы диаметром
168 мм (возможно и 194 мм); цементирование ни первой, ни второй
секций не осуществляется, что обусловливает возможность замены
второй секции колонны и бурение нового горизонтального ствола
в эксплуатационном объекте. Данные о профиле ствола представ-
лены в табл. 20.
Профиль ствола разработан с учетом опыта бурения гори-
зонтальных скважин на Кущевском ПХГ. Им предусмотрен над
кровлей эксплуатационной колонны объекта прямолинейный учас-
ток ствола длиной не менее 30 м для создания зоны надежной
изоляции пласта от вышерасположенного разреза скважины.
Для обеспечения качественного цементирования 245-мм обсад-
ной колонны, помимо малой кавернозности ствола и снижения
43
Таблица 19
Усовершенствованная конструкция горизонтальной скважины
Наимено- вание колонны Диа- метр, мм Глубина спуска, м Диа- метр долота, мм Место установки башмака Высота подъема цемента Тип резьбового соединения
по верти- кали по стволу
Направле- 426 20 20 — В глинах Заглубля- Не регламен-
нис ется виб- ратором тируется
Кондуктор 324 370 370 393,7 После внед- рения на 20 м До устья Треугольная
в кровлю Майкопа
Промежу- 245 1337 1380 295,3 За 3-5 м до До устья ОТТГ
точная вскрытия эк- сплуатацион- ного объекта
Эксплуата- В компенса-
ционная в торе темпера-
две секции: турных удли- нений
сплошная 168 1331 1370 — На голове Не цемен- ОПГ
фильтр 168 1370- 215,9 фильтра На забое тируется Тоже Не регламен-
1650 тируется
Таблица 20
Данные профиля ствола горизонтальной скважины
Интервал глубин по вертикали, м Длина интер- вала, м Зенитный угол, градус Радиус искрив- ления, м Горизонтальное отклонение, м Длина ствола, м
начало интер- вала конец интер- вала за ин- тервал общее за ин- тервал общая
0-1032 1032 0 0 0 0 0 1032 1032
1032-1301 269 0 42 380 111 111 298 1330
1301-1337 36 42 42 0 36 147 51 1381
1337-1340 3 42 42 0 3 150 4 1385
1340-1356 16 42 42 0 16 166 23 1408
1356-1382 26 42 90 90 64 230 71 1479
1382-1382 0 90 90-100 0 171 401 171 1650
ограничений на режим продавливания тампонажного раствора в за-
трубное пространство скважины, также предусматриваются следую-
щие мероприятия:
1) очистка ствола от шлама перед спуском обсадной колонны
(подраздел 2.5) и предупреждение образования нового шлама за
счет скреперного эффекта при ее спуске, что достигается примене-
нием труб, муфты которых снабжены фасками;
44
2) центрирование обсадной колонны, при котором восстановле-
ние циркуляции бурового раствора и его вытеснение цементным
раствором происходит по всему кольцевому пространству;
3) применение буферной жидкости с высокой моющей способ-
ностью;
4) использование тампонажного раствора, не подвергающегося
седиментационному расслоению при его течении в затрубном
пространстве наклонного ствола и во время ОЗЦ;
5) термобарическое воздействие на тампонажный раствор на ран-
ней стадии ОЗЦ.
3.2. ЦЕНТРИРОВАНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
В НАКЛОННОМ И ИСКРИВЛЕННОМ УЧАСТКАХ СТВОЛА
Как указывалось выше, цель центрирования обсадной колон-
ны — создание в затрубном пространстве скважины условий,
при которых восстановление циркуляции бурового и его вытес-
нение цементным раствором происходит по всему кольцевому
пространству.
Разработанная методика позволяет определить условия, при
которых указанная цель достигается. Рассмотрим это на примере
245-мм обсадной колонны.
Техническая характеристика колонны приведена ниже.
Глубина спуска колонны, м......................... 1381
Длина одной трубы, м.............................. 10
Диаметр муфты, м.................................. 0,27
Жесткость EJ при изгибе, кН м'................. 10648,21
Вес 1 м колонны в буровом растворе плотностью 1,16 т/м1, кН ... . 0,508
Интервал цементирования, м....................... 0—1381
Геометрические размеры ствола и допустимые прогибы колон-
ны между пружинными центраторами приведены в табл. 21. Коэф-
фициент трения принят равным 0,035.
Цементируемый участок ствола скважины разбивается на ин-
тервалы с равными радиусами искривления и одинаковыми диамет-
рами скважины. Для каждого интервала определяется допустимое
значение максимального прогиба обсадной колонны.
При рассмотрении интервала набора кривизны определяются
схема расположения колонны в скважине и значения поперечных
нагрузок. Расчеты показывают (табл. 22), что в рассматриваемом
случае в интервале набора кривизны 1022 — 1330 м колонна распо-
лагается по схеме согласно рис. 2,6.
При этом, если колонна опирается муфтами, то поперечная на-
грузка от кривизны составляет 32,76 кН, а если жесткими центра-
торами — то 40,97 кН, что почти в 7 раз превышает допустимую
45
Таблица 21
Расстояние между центраторами иа 245-мм обсадной колонпе
в горизонтальной скважине Кущевского ПХГ
Интервал глубин по стволу, м Длина интер- вала^, м Радиус искрив- ления, м Средний зенит- ный угол, градус Диа- метр сква- жины, м Допус- тимый прогиб Ш.м Максимальное расстояние между центраторами, м
по [/] по [QJ при- нятое
1381-1371 10 О* 45 295,3 0,0022 10,0 16,6 10,0
1371-1330 41 00 45 и и 13,6 16,6 13,6
1330-1032 298 380 22,5 н п — — —
1032-970 62 00 3 * 13,7 224 13,7
970-920 50 00 3 310 0,0034 29,2 224 29,2
920-880 40 00 3 м 38,3 224 38,3
880-830 50 00 3 295,3 0,0022 44.3 224 44,3
830-680 150 00 3 эб 224 90
680-580 100 О0 3 315 0,0039 143 224 143
580-370 210 00 3 295,3 0,0022 1626 224 224
370-0 370 00 3 305 0,0030 224 224
Таблица 22
Расчетные параметры системы скважина — обсадная колонна
в интервале набора кривиапы 1330—1032 м
Показатель Номер формулы Тип, диаметр опоры, м
муфта 0,27 жесткий цент- ратор 0,2953
Диаметр ствола, м Радиус искривления ствола, м Длина пролета (дуги)/количество про- летов, м/шт. Стрелка дуги, м Зазор А,, м Прогиб от веса, м Прогиб от кривизны, м Поперечная нагрузка от кривизны, кН Краткость превышения поперечной на- грузки над допустимой нагрузкой на центратор (5,96 кН) Суммарная сила трения от кривизны в интервале искривления при к = 0,035 Ж д (14) (19) 0,2953 380 20/14,9 0,1317 0,0253 0,0055 0,1009 33,76 5,5 34,17 0,2953 380 20/14,9 0,1317 0,0000 0,0055 0,1262 40,97 6,9 42,73
нагрузку на пружинный центратор (5,96 кН). Поэтому их приме-
нение в интервале набора кривизны нецелесообразно.
Расчет расстановки центраторов производится по методике со-
гласно подразделу 2.4. После определения расстояния между
первыми двумя центраторами расчет последующих может произво-
дится с шагом 50 — 100 м. Результаты расчетов представлены
в табл. 21 и 23. Обе таблицы следует рассматривать в комплексе,
так как табл. 23 является дополнением к табл. 21.
46
Таблица 23
Нагрузки, действующие на 245-мм обсадную колонну
в горизонтальной скважине Кущевского ПХГ
Интервал глубин по стволу, м Р .кН •ф Продольная нагрузка N за интервал, кН 1± N т л] Число центра- торов
F, F. общая нарас- тающая
1381-1371 1371-1330 1330-1032 1032-970 970-920 920-880 880-830 830-680 680-580 580-370 370-0 1049,87 567,69 559,43 123,14 71,58 53,50 12,96 5,13 +3,59 +14,73 +139,86 +26,14 +25,30 +20,24 +25,30 +75,90 25,30 -0,13 -0,51 -1,74 -0,05 -0,05 -0,04 -0,05 -0,15 -0,05 -34,17 +3,46 +14,22 +103,95 +26,09 +25,25 +20,20 +25,25 +75,75 +25,25 +3,46 +17,68 +121,63 +147,72 +172,97 +193,17 +218,42 +294,17 +319,42 1,0000 1,0001 1,070 2,98 8,18 17,30 1,0 3,0 4,5 1,7 1,0 1.1 1,7 0,7 0,9 1J
Итого 17,3
На основании расчета можно сделать следующие выводы.
1. Центрирование колонны в интервале искривления ствола
1032 —1330 м нецелесообразно, так как контактные нагрузки почти
в 7 раз превышают допустимую нагрузку на пружинный центра-
тор.
2. Для обеспечения условий восстановления циркуляции бурового
раствора без застойных зон в затрубном пространстве скважины
общей длиной 1083 м число центраторов должно быть не менее
18 с шагом расстановки согласно табл. 21.
3. С увеличением диаметра опоры от 0,2700 до 0,2953 м кон-
тактная нагрузка от кривизны возрастает с 33,8 до 41,0 кН, т.е.
на 7,2 кН. Нагрузка достаточная, чтобы из-за скреперного эффек-
та произошла забивка каналов жесткого центратора породой. При
использовании пружинных центраторов величина контактных
нагрузок определяется диаметром соединительных муфт, так как
допустимая нагрузка на пружинный центратор составляет всего
5,96 кН.
4
ОСОБЕННОСТИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
4.1. НЕДОСТАТКИ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ
И МАТЕРИАЛОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ КРЕПЛЕНИИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В настоящее время основной и единственный способ разобщения
пластов в стволе скважины — цементирование затрубного простран-
ства. Однако этот способ во многих случаях не обеспечивает высо-
кой надежности. Низкое качество изоляции пластов объясняется
недостатками, которые органически связаны с применяемой техноло-
гией и материалами. Последствия этих недостатков — извлечение
из недр миллионов тонн воды вместо нефти, газа, ее перемещение в
коллекторы, большие затраты на капитальный ремонт скважин и др.
При бурении скважины нарушается целостность изолирующих
прослоев, а при испытании и эксплуатации создаются значительные
перепады давлений в зацементированном затрубном пространстве,
что также затрудняет обеспечение герметичности.
Поэтому весьма важным является высокое качество цементирова-
ния, необходимое в первую очередь на участках ствола скважины,
расположенных в непосредственной близости от продуктивных
пластов. Кардинальное условие — полное вытеснение бурового
раствора седиментационно устойчивым тампонажным. Существую-
щие методы оценки качества цементирования по высоте подъема
цементного раствора, по выявлению степени качественного цемент-
ного кольца, контакта его с колонной в интервале цементирования
и породой вносят существенную дезинформацию и не отвечают на
основной вопрос: надежно ли изолированы продуктивные коллек-
торы и качественно ли разобщены пласты.
Изучению условий, способствующих повышению качества цементи-
рования обсадных колонн, в настоящее время уделяется большое
внимание многими НИИ. Однако формирование цементного кольца
в начальные периоды его твердения изучено не достаточно. Пио-
48
нерскими, или постановочными, работами в этом направлении были
исследования, проведенные во ВНИИБТ и б. ВНИИКРнефти в
начале 60-х годов, в которых было показано следующее.
При разработке нефтяных и газовых месторождений из-за
пераспределения пластовых давлений в отдельных горизонтах, как
в продуктивных, так и в ближайших водонасыщенных, возникают
значительные перепады давления между водоносными и нефтега-
зоносными пластами, причем и в начальные периоды ОЗЦ, когда
цементное кольцо не представляет собой монолитной системы и
целостность его может быть сравнительно легко нарушена. Поэто-
му представляло большой практический интерес определить сте-
пень влияния условий формирования цементного кольца на ка-
чество разобщения пластов. Известно, что в начальные периоды
твердения цементный раствор представляет собой неустойчивую
во времени, неравновесную гетерогенную систему, в которой про-
текают с различной скоростью взаимрнакладывающиеся процессы
гидролиза и гидратации различных клинкерных минералов. Эти
химические процессы обусловливают необратимые изменения в
системе, называемой тампонажным раствором. Находясь в переход-
ном состоянии от жидкого тела к твердому, цементное тесто имеет
относительно небольшую пластическую прочность и способно про-
водить через себя значительное количество воды и газа.
В результате этих исследований было определено влияние
перепада давления, сроков схватывания, водоцементного отно-
шения, разных добавок на изоляционные свойства различных
тампонажных растворов. Кроме того было установлено, что обра-
зующиеся при твердении цементного раствора в его поровом
пространстве различные коллоидные новообразования обладают
определенными структурно-механическими свойствами. При этом
чем больше время твердения цементного раствора-камня, тем более
прочные структуры образуются в нем. Таким образом, было пока-
зано, что в зависимости от времени ОЗЦ, после которого твер-
деющий цементный раствор подвергается избыточному перепаду
давления, минимальный перепад давления, при котором через него
начнется фильтрация, будет определяться прочностью структуры,
образующейся в поровом пространстве между частичками гидра-
тирующегося цемента. Эти данные могут быть использованы для
выбора тампонажных растворов, предназначенных для предотвра-
щения возникнования затрубных газопроявлений в период ОЗЦ и
межпластовых перетоков газа. Важным результатом этих исследо-
ваний является то, что цементный камень, через который в процессе
твердения фильтровались вода или газ, может после затвердения
иметь высокую пористость и проницаемость, кратко превышающую
величины, получаемые при принятых условиях формирования и
49
испытания цементных образцов. Были обнаружены сформировав-
шиеся каналы-свищи при прокачке через него воды.
Было экспериментально установлено, что pmin = /(Г) оказы-
вает основное влияние на формирование цементного кольца с точки
зрения качественного разобщения пластов (целостность цементного
камня). Наиболее интересным результатом этой экспериментальной
работы было то, что для каждой рецептуры цементного раствора
и времени ОЗЦ существует определенный минимальный перепад
давления (критерий р^яср )• Под действием этого давления проис-
ходит гидроразрыв цементного кольца, состоящего еще из незатвер-
девшего цементного камня, а образующиеся при этом продольные
трещины сохраняются в процессе дальнейшего твердения цементно-
го камня при данном перепаде давления. В то же время показано,
что при перепадах давления меньших , несмотря на длительную
фильтрацию воды через цементный раствор-камень, остаточная про-
ницаемость составляет сравнительно небольшую величину.
На основании экспериментальных исследований был получен ре-
зультат, имеющий большое практическое значение. Предварительная
проверка тампонажных растворов с учетом возможных перепадов
давления в системе скважина — пласт во время ОЗЦ позволит
определить:
а) необходимые минимальные значения фильтрационных пере-
падов давления и за счет подбора рецептур цементных смесей
предотвратить некачественное разобщение пластов на нефтяных
месторождениях;
б) степень пригодности тампонажных растворов для конкретных
условий скважины; установлено, что при перепадах давления больше
0,5 —0,6 МПа на 1 м цементного кольца в затрубном пространстве
может иметь место некачественное разобщение пластов — обводне-
ние призабойной зоны нефтяного пласта в начальные периоды
эксплуатации (контракционный эффект цементного раствора-камня
и обезвоживание глинистого раствора глинистой корки пока не рас-
сматривался, хотя они оказывают не менее отрицательное влияние).
Обычно в период ОЗЦ давление внутри обсадной колонны (за
счет заполнения ее буровым раствором и избыточного давления
на цементировочной головке) значительно превышает давление
в затрубном пространстве в интервале цементирования. В период
затвердения цементного раствора внутренний диаметр цементного
кольца равен наружному диаметру обсадной трубы плюс величина
радиальной деформации трубы за счет избыточного внутреннего
давления. В процессе освоения и эксплуатации скважины давление
внутри обсадной колонны уменьшается, возникает радиальная де-
формация поверхности обсадной трубы, направленная к ее центру,
и на контакте цементное кольцо — обсадная труба возникает зазор,
so
также являющийся потенциальным каналом для газонефтеводопе-
ретоков по затрубному пространству скважины в зону перфорации
и между близлежащими пластами.
Таким образом, цемент и растворы, приготавляемые из него,
в том числе и так называемые специальные цементы — тампонаж-
ные, не являются тем идеальным материалом, который необходим
для крепления нефтяных и газовых скважин и во многих случаях
не обеспечивает надежной изоляции нефтегазосодержащих плас-
тов в течение эксплуатации их на протяжении десятилетий.
Недостатки, присущие цементам, приготовленным из него цемент-
ным растворам и получающемуся цементному камню, отмечались
не только в работах, проведенных во ВНИИБТ и б. ВНИИКРнефть,
но и в работах других исследователей. По мнению Д. Ю. Мочерню-
ка (1972), физико-механические процессы, присущие цементному
раствору, показывают, что камень не в состоянии обеспечить надеж-
ное разобщение продуктивных горизонтов. Кроме того, Д. Ю. Мо-
чернюк предполагает, что не качественное обеспечение пониже-
ния гидростатического давления в упруговязкой среде с течением
времени может быть произведено на основании механической
модели среды Максвелла. Дж. К. Максвеллом было впервые сфор-
мулировано представление о том, что состояние равновесия упруго-
вязкой среды наступает тогда, когда компонента девиатора напряже-
ний исчезнет и наступит изотропное напряжение сжатия. Предпола-
гается, что за время dt в деформированной жидкости происходят
бесконечно малые приращения сдвиговых смещений dyt за счет
упругости dy^ и за счет вязкости.
Так как смещения аддитивны, можно записать
' - 1— £
Y “ Gcx dt + n
t — касательное напряжение; GcM — модуль упругости при
сдвиге жидкой среды; t — время; П — вязкость жидкой среды,
т. е. при постоянном напряжении сдвига упруговязкой среды,
когда т = const, уравнение (33) превращается в уравнение Нью-
тона, характеризующее скорость сдвига вязкой жидкости. Таким
образом, при постоянном напряжении сдвига максвелловская среда
ведет себя как ньютоновская жидкость.
Для определения текущего гидростатического давления
Д. Ю. Мочернюк предложил следующую формулу:
Р = Ро[а<+(1-а<)КуГ|’. (34)
где р, р0 — текущее и начальное гидростатические давления;
at — коэффициент бокового распора, at = ц/(1 -ц); Тр — период
релаксации; ц — коэффициент Пуассона для цементного камня.
51
(33)
Д. Ю. Мочернюк, основываясь на экспериментах, выполненных
А. И. Булатовым, Г. С. Юзбашевым и Л.ЗС. Фарухиным, предпо-
лагал, что для отвердевшего цементного раствора не происходит
полного исчезновения начального гидростатического давления
и поэтому, принимая о = р, <т0 = р0, ск = рк, существуют (при ком-
натной температуре) два периода релаксации — первый составляет
около 9 ч, а второй — около 18 ч. При этом потенциальная энергия
упругой деформации раствора при твердении выделяется в виде
тепла и безвозвратно рассеивается. Анализируя формулу (34) ви-
дим, что фазовое превращение растворов сопровождается неизбеж-
ным изменением упругих характеристик, которое в конечном итоге
приводит к релаксации начального гидростатического давления до
величины, определяемой выражением (33).
Все это наряду с экспериментальными данными, приведенными
в ряде работ, убедительно свидетельствует о том, что в результате
фазового изменения цементного раствора при твердении происхо-
дит изменение передачи бокового давления.
Далее на основании работ А. И. Булатова делается вывод, что
заметное падение давления в объеме цементного раствора при его
твердении способствует засасыванию жидкости или газа из окружаю-
щей среды. Образующиеся дренажные каналы в твердеющем це-
ментном растворе (в смешанном цементном растворе с глинистым)
служат впоследствии каналами для дальнейших перетоков жидко-
сти или газа под воздействием пластового давления, достаточного
для преодоления гидравлических сопротивлений, в вышележащие
горизонты или на поверхность. С этим нельзя согласиться, так как
каналы возникают (если цементный раствор имеет нулевую водо-
отдачу) в оставшемся буровом растворе и глинистой корке.
Экспериментальные работы показали, что гидростатическое
давление цементного раствора к началу схватывания уменьшается
до нуля, и отмечается даже некоторый вакуум.
Негерметичность затрубного пространства может иметь место
даже при идеальном заполнении этого пространства качественным
цементным раствором в следующих случаях:
из-за возникновения каналов сообщения между пластами;
на контакте цементного камня со стенкой скважины при взаи-
модействии цементного раствора и камня с глинистой коркой, со-
провождащегося появлением каналов (трещин) различной ориента-
ции (это главный фактор, показывающий необходимость возможно
более полного вытеснения бурового раствора цементным, хотя бы в
наиболее важных участках);
на контакте цементное кольцо — обсадная труба (потенциально
возможно) из-за радиальной деформации обсадной трубы, когда на-
ружное давление на нее становится больше, чем внутри колонны
S2
(при заполнении колонны более легким раствором, снижении давле-
ния на цементировочной головке и т.п.);
из-за разрушения цементного кольца при совместной деформа-
ции его с обсадной трубой или большого перепада давления между
близлежащим водоносным и продуктивным пластом.
4.2. ИССЛЕДОВАНИЕ ТАМПОНАЖНЫХ ЦЕМЕНТОВ
В процессе твердения цементного раствора в его поровых про-
странствах возникают различные коллоидные новообразования,
обладающие определенными структурно-механическими свойства-
ми [50]. Очевидно, чем больше время твердения цемента, тем более
прочные структуры образуются в нем. Таким образом, в зависи-
мости от времени ОЗЦ, после которого твердеющий цементный
раствор подвергается избыточному перепаду давления, минималь-
ный перепад давления, при котором начинается фильтрация через
него, будет определяться прочностью структуры, образующейся
в поровом пространстве между частичками гидратирующегося
цемента. Исследование величин минимальных фильтрационных
перепадов давлений (рфмнн) для различной рецептуры цемент-
ных растворов представляет большой практический интерес.
Эти данные могут быть использованы для выбора тампонаж-
ных растворов, предназначенных для предотвращения возникно-
вения затрубных газопроявлений в период ОЗЦ и межпласто-
вых перетоков газа. Минимальные фильтрационные перепады
определяли следующим образом: U-образная цилиндрическая труб-
ка заполнялась исследуемым цементным раствором, который на
различные периоды времени оставляли в покое. Затем на одном
конце этой трубки постепенно создавалось избыточное давление
до такой величины, пока на другом конце не отмечалось переме-
щение мениска жидкости (воды). По результатам эксперимен-
тальных данных были построены зависимости зафиксированного
минимального перепада давления, отнесенного к 1 м раствора, для
различных цементных растворов от времени ОЗЦ. Из графиков
видно, что на величину рф мнн оказывают большое влияние время
ОЗЦ, водоцементное отношение, марка цемента и минералоги-
ческий состав, а также добавки бентонита и ускорителя схваты-
вания (СаСЦ).
Из исследований рецептуры растворов наиболее благоприят-
ные результаты получены за счет введения в цементный раствор
бентонита при В/Ц = 0,5 и хлористого кальция.
Если на образец твердеющего цементного раствора создает-
ся давление больше рф мнн, то наблюдается фильтрация жидкости
S3
через цементный раствор, которая опрёделенным образом мо-
жет влиять на основные его параметры (проницаемость, плотность,
прочность и т. п.).
С целью исследования влияния различных факторов на тампо-
нирующие свойства цементных растворов была проведена серия
экспериментов в лабораторных условиях, результаты которых
приведены ниже (все результаты, если это не оговорено, по прони-
цаемости, гидроразрыву и т.п. приведены для образцов длиной
100 мм).
Для определения влияния водоцементного фактора на величи-
ну фильтрации через цементный раствор исследовались три рецеп-
туры раствора с В/Ц, составляющим 0,45; 0,40; 0,35 при перепаде
давления 0,024 МПа. Перепад давления создавался через различ-
ные периоды ОЗЦ (1,2 и 4 ч) и в дальнейшем поддерживался
постоянным в течение всего эксперимента. Результаты опытов при-
ведены в табл. 24.
Из табл. 24 видно, что несмотря на постоянную фильтрацию
воды через цементный раствор уменьшение В/Ц значительно сни-
жает проницаемость твердеющего цементного раствора. Увеличение
периода ОЗЦ до приложения избыточного давления способствует
снижению проницаемости.
Как показали эксперименты, большое влияние на водопроводи-
мость твердеющего цемента оказывает величина создаваемого
перепада давления. В табл. 25 приведены некоторые результаты,
показывающие, что перепад давления с учетом времени ОЗЦ будет
оказывать основное влияние на формирование цементного кольца
с точки зрения качественного разобщения пластов. Было установ-
лено, что для каждой рецептуры цементного раствора и времени
ОЗЦ существует определенное давление, которое можно назвать
критическим (ркр), так как под действием этого давления происхо-
дит гидроразрыв цемента, а образующиеся трещины сохраняются в
процессе дальнейшего твердения образцов при данном перепаде
давления. Причем, как видно из графика (рис. 5), пропорционально
времени ОЗЦ увеличивается необходимое значение р (В/Ц = 0,5).
На графиках (рис. 6) показано, что критическое давление гидро-
разрыва р (В/Ц = 0,5) пропорционально длине образца I и вре-
мени О31Г
С уменьшением водоцементного отношения увеличивается
прочность твердеющего цемента, в результате чего соответственно
повышается давление, необходимое для гидроразрыва (табл. 26).
На образцах прослеживаются характерные трещины гидро-
разрыва, получающиеся у твердеющих цилиндрических цемент-
ных образцов при различных В/Ц и перепадах давления более
0,06 МПа.
S4
Таблица 24
в/ц Растекае- мость, см ОЗЦ, ч Проницаемость (10-1 мкм2) после ОЗЦ, мин Сроки схва- тывания, ч—мин
15 45 75 105 135 165 196 225 255 285 Начало Конец
0,45 21 1 266 180 107 105 95 91 74 65 — — 8-00 2-30
21 2 258 217 156 149 142 131 — — — 8-00 2-30
21 4 200 165 125 — — — — — — — 8-00 2-30
0,40 19 1 188 150 102 85 48 37 27 20 15 — 6-25 2-00
19 2 121 100 96 92 79 69 63 22 — — 6-25 2-00
19 4 25 19 14 И — — — — — — 6-25 2-00
0,35 16,5 1 69 62 60 53 39 35 27 24 18 4 4-50 1-40
16,5 2 30 25 20 17 13 6 4 2 — — 4-50 1-40
16,5 4 0,7 0,02 — — — — — — — — 4-50 1-40
Таблица 25
сл
VI
Рис. S. Влияние времени
ОЗЦ на давление гидрораз-
рыва цементных образов
Рис. 6. Влияние длины
образца и времени ОЗЦ на
давление гидроразрыва.
Цифры у кривых - время
При перепадах давления меньших ркр, несмотря на длительную
фильтрацию воды через цемент, остаточная проницаемость состав-
ляет сравнительно небольшую величину.
. Проведены также исследования влияния длины образцов тверде-
ющего цемента на проницаемость. В табл. 27 приведены результаты
испытания цементных растворов с различным водоцементным от-
ношением через 1 — 9 ч ОЗЦ при перепаде давления 0,04 МПа.
56
Таблица 26
в/ц Сроки схватывания, ч—мин Давление гидроразрыва (МПа) после ОЗЦ, ч
Начало Конец 1 2 3
0,5 6-30 1-04 0,06 0,1 0,22
0,04 5-34 0-54 0,07 0,11 0,27
0,35 4-30 0-50 0,12 0,13 0,38
Таблица 21
Длина образ* ца, мм Проницаемость (10*3 мкм2) после ОЗЦ, ч
1 2 3 4 5 6 7 8 9
100 66,9 71,0 68,0 46,8 37,8 27,0 19,6 12,6 9,4
150 56,4 52,0 43,0 38,5 32,4 26,0 17,3 11,8 8,6
200 68,0 48,5 44,0 39,6 35,3 26,8 17,4 12,8 9,8
300 70,9 80,6 77,0 48,8 40,3 37,0 26,4 18,6 7,9
Таблица 28
В/Ц Проницаемость (10*3 мкм’) после ОЗЦ, ч
0,01 0,02 0,06
0,45 0,40 0,35 Примечание. В ч нателе — после 24 ч 150/4 9/0 6/0 ислителе значение г 229/4 44/2 19/1 ронйцаемости после -/- 268/3 132/1 1 ч ОЗЦ, в знаме-
В табл. 28 приведены результаты опытов при давлении 0,01; 0,02
и 0,06 МПа при создании этого перепада через 1 ч ОЗЦ и поддер-
жании его в течение 24 ч. Уменьшение водоцементного отношения
способствует резкому снижению начальной и остаточной проницае-
мости, а с увеличением перепада давлений возрастают первоначаль-
ная и остаточная проницаемости.
Эти исследования показали, что проницаемость для данного
перепада давления практически не зависит от длины образца и
для ее определения можно пользоваться известной зависимостью
Дарси.
Исследование влияния сроков схватывания на фильтрацион-
ную способность твердеющего цемента при перепаде давления
0,065 — 0,07 МПа показали, что введение в цементный раствор в
качестве ускорителя хлористого кальция позволяет резко сократить
значение абсолютной проницаемости, причем наблюдается ее быст-
рое уменьшение в течение времен ОЗЦ (рис. 7).
S7
40
Рис. 7. Влияние сроков схватывания на фильтрационную способность твер-
“ *' ------------------------------------------------------з уско-
декмцего цементного раствора (В/Ц “ содержащего в качестве
ригеля хлористый кальции (цемент Здолбуновского завода):
" 3
6
Номер кривой на рисунке .
Содержание СаСЦ, % . . . .
Время схватывания, ч—мин:
начало....................
конец .................
3-45
0-45
2-30
0-45
2-10
1-45
1-45
0-45
1
2
2
4
4
8
За счет избыточных перепадов давления между водоносным и
нефтеносным пластами через цементное кольцо могут фильтро-
ваться пластовые воды, которые часто представляют собой кон-
центрированные рассолы хлористых солей натрия, магния и т. п.
На графиках (рис. 8) показано изменение проницаемости твер-
деющего цементного раствора (В/Ц = 0,5) при перепаде давления
0,05 МПа, если фильтрующаяся жидкость — пресная вода или
раствор хлористого натрия плотностью 1,16 г/см3. Эксперименты
показали, что при фильтрации рассола проницаемость уменьшается
значительно быстрее, вероятно, за счет ускорения процесса гидра-
тации цемента при воздействии хлористого натрия.
С целью выяснения водопроводимости контакта цемент — тру-
ба, а также трещин гидроразрыва в твердеющем цементе исследо-
валась проницаемость цементного раствора-камня и контакта его
с металлом при различных перепадах давления (табл. 29).
Установлено, что у твердеющего цементного раствора с В/Ц=0,5
при перепадах давления 0,04 — 0,05 МПа водопроницаемость кон-
такта цемент — металл при его длине 15,7 см незначительна по
сравнению с водопроводимостью через цемент, площадь которого
58
a
б
Время ОЗЦ, ч
Рнс. 8. Графики зависимостей проницаемости твердеющего цементного
раствора от времени ОЗЦ и качества фильтрующей жидкости:
а — тампонажный цемент с В/Ц = 0,5; б — тампонажный цемент с В/Ц = 0,5
и с 3 % жидкого стекла; 1,2 — при фильтрации соответственно пресной и со-
леной воды
составляла 20 см2. С увеличением перепада давления (от 0,6 МПа и
более) через возникающие трещины гидроразрыва резко возрастает
водопроводимость, причем процесс трещинообразования у твердею-
щих цементов необратим, так как трещины возникают за счет неко-
торого уплотнения цементной массы.
Таблица 29
Перепад давления, МПа ОЗЦ,ч Количество фильтрата, см3/ч
через цемент по контакту цемент — металл или трещину гидроразрыва
0,04 1,5 120 14
0,05 2,0 216 6
0,06 2,5 228 173
0,07 3,0 288 263
0,08 3,5 300 201
0,09 4,0 370 270
0,10 4,5 410 325
0,11 5,0 550 560
0,12 5,5 580 690
59
a
о
Таблица 30
До- бавка бенто- нита, % В/Ц Проницаемость (IO*3 мкм2) после 1 ч ОЗЦ Проницаемость (10-3 мкм2) цементного камня после 24 ч ОЗЦ
Фильтрация по контакту (см3/5 мин) через, мин Фильтрация по контакту (см3/5 мин) при р, МПа
60 120 180 240 300 360 390 1,1 1.3 15 1.7 1.9 2,1 2,3
0 0,5 65.0 57.0 51.0 30,0 26,0 12,3 7.6 0.68 0,66 0,64 0.67 0.64 0,61 0,62
2,2 1,2 1,2 — 0,1 0 0 0,57 — 0,74 0,74 0,72 0,82 0,98
5 05(5) 66.0 62.0 51.0 27,0 25,0 ILL 14.7 0.32 0,33 0,35 0.33 0,32 0.31 0,32
0,2 — 0,2 0,1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
10 ОД (10) 28,8 23,0 18,6 14,8 Л1_ 5,1 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13
2,6 — 1,2 1,2 1.2 1.2 0,92 0,97 1,46 25 2,5 5,4 5.8 6,1
10 0,68(10) 38.0 38,0 28,0 21,0 15,0 10,6 — 0,16 0,08 0,09 0,09 0,08 0,08 0,08
— — — — — — — 0,4 0,38 0,36 — 0,38 0,39 0,39
15 0,76(15) з&о 21.3 152. 122. ЦО 10.0 0.33 0.28 0.29 0.28 0.21 J22. 0.26
1,25 0,1 0,1 0,1 0,1 0 0 — 0,96 — 1,34 1,43 1,48 156
21,0 20,0 12,0 11,0 9,8 AL. 7.8 0,33 0.31 0,34 0,31 0,31 0,31 0,32
0,65 0,65 0,6 0,38 0,30 0 0 0 0 0,96 1.11 1,42 1,44 1,49
В табл. 30 приведены результаты испытаний фильтрационных
свойств цемента с добавками бентонита, твердеющего при перепаде
давления 0,06 МПа в течение 24 ч. Эти исследования показали, что
введение бентонита в цементный раствор позволяет снизить водо-
проводимость последнего и благоприятно сказывается на проницае-
мости цементного камня. Увеличение водоцементного отношения и
соответственно бентонита повышает проницаемость цементного кам-
ня. Водопроницаемость контакта цемент—металл относительно не-
большая и возрастает для некоторых рецептур с увеличением пере-
пада давления. Однако скорости движения фильтрующейся жидко-
сти через цементный камень и по контакту цемент—металл, как по-
казали приближенные расчеты, весьма различны (табл. 31).
Этот факт не является доминирующим при рассмотрении каче-
ства изоляции пластов в начальный период твердения цементного
раствора, но он может иметь решающее значение при длительной
фильтрации воды, оказывающей значительное коррозионное воздей-
ствие на цементный камень. За счет большой разности в скоростях
фильтрации контакт цемент—труба будет значительно интенсивнее
разрушаться, чем остальной цементный камень, и может являться в
процессе дальнейшей эксплуатации одним из основных путей обвод-
нения продуктивного горизонта.
При фильтрации воды через цементный раствор в процессе его
схватывания за счет перепада давления происходит усадка, сопро-
вождающаяся изменением плотности. Величина усадки зависит
от времени приложения перепада давления, отсчитываемого от
момента затворения раствора, абсолютной величины давления,
продолжительности его действия и от свойств самого раствора.
Таблица 31
Добавка бенто- Скорость прохождения фильтрата через цементный камень, см/мин
В/ц Скорость прохождения фильтрата по контакту (см/мин) при р, МПа
нита, % 1,1 1.3 1,5 1,7 1.9 2,1 2,3
0,5 0 0,075 3,58 0,125 2,63 0,125 4,6 0,150 4,7 0,170 4,7 0,175 5,1 0,179 6,1
0,5 10 0,01 6,08 0,025 9,15 0,025 15,6 0,03 15,6 0,025 33,7 0,04 36,1 0,045 40,0
0,68 10 0,025 2,5 0,025 2,38 — — _0J_ 2,38 0,16 2,44 0,18 2,44
0,76 15 — 0,025 6,0 — 0,03 8,4 0,038 8,9 0,05 9,25 0,058 9,75
0,85 20 — —Е— 0,075 6,0 0,078 6.S 0,035 8,S 0,035 9,0 f 0,075
61
Ниже приведены значения усадки цементного раствора с В/Ц = 0,45
при р = 0,06 МПа, которая достигает 14 % первоначальной высоты.
Время создания давления
после затворения, ч......
Усадка через 1 сут:
мм.......................
%.....................
1 2 3
14,0 13,0 12,0
14,0 13,0 12,0
При этом, чем позже приложено давление, тем усадка меньше, что
объясняется ростом прочности структуры с течением времени.
С целью выяснения влияния образца на величину усадки ис-
следовались образцы трех размеров из цемента с В/Ц = 0,45 при
р = 0,06 МПа, которые показали, что усадка практически не зависит
от длины образца.
Длина образца.............
Усадка:
мм.........................
%......................
100 200 300
13 28 37
13 14 12,4
Ниже приведены результаты определения усадок цементного
раствора с В/Ц = 0,45 при р = 0,06 МПа при фильтрации че-
рез него воды в течение различного времени ОЗЦ (в числителе
время создания давления после затворения в течение 1 и 4 ч
соответственно).
Продолжительность фильтра-
ции, ч.................. 1,5 3 6 10
Усадки, % (к длине образца) . . 6/4 8/6 13/8 14/9
Все эти процессы малорегулируемы и практически неконтроли-
руемы. Поэтому в некоторых случаях рациональным способом
изоляции пластов на заданном интервале является установка в
этих интервалах необходимого количества заколонных пакеров.
При этом:
может быть исключено возникновение каналов в зацементиро-
ванном заколонном пространстве, так как в месте установки пакера
цементное кольцо отсутствует;
уменьшается негативная роль глинистой корки на стенке скважи-
ны, так как она при нагружении ее гидравлической манжетой в ос-
новном выдавливается из этого интервала, а остатки ее уплотняются
и впрессовываются в стенку скважины, а главное — она не обезво-
живается твердеющим цементным раствором;
наличие полимерной прокладки (армированной металлической или
другой сетки или другим способом в виде цилиндрической манжеты
пакера', зажатой между корпусом пакера и стенкой скважины), ве-
роятно, уменьшит ударные нагрузки на цементное кольцо при пер-
форации и других механических работах.
Пакер и его манжета выдерживают высокие перепады давления
в затрубном пространстве.
62
4.3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА РЕЦЕПТУРЫ
ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В НАКЛОННОМ СТВОЛЕ
И ТЕХНОЛОГИЯ ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ
Надежность крепи скважин определяется отсутствием флюи-
допроводящих каналов в системе горная порода — затвердевший
тампонажный камень — обсадная колонна. Многочисленными ис-
следованиями установлено, что естественная проницаемость фор-
мирующегося камня практически из всех тампонажных материалов
невысока и не является средой сообщения между пластами и днев-
ной поверхностью. Флюидопроводящие каналы образуются, как
правило, на контактных зонах тампонажного камня с колонной и
породой [ 17,24,25,48].
Наиболее подробно теоретически и экспериментально вопро-
сы каналообразования в затрубном пространстве скважин после
цементирования изучены А. И. Булатовым с сотрудниками [6, И,
13, 16, 19, 21, 56, 94 и др.]. Ими исследовано влияние комплек-
са физико-химических процессов, протекающих в твердеющем
тампонажном камне и на поверхностях раздела: седиментация,
контракция, осмотические и электрофильтрационные явления.
В результате этих работ сформулированы основные требования
к тампонажным материалам, подготовке ствола, оснастке обсад-
ной колонны и технологии цементирования, разработаны инструк-
ции и методики. Однако в большой степени они предназначены
для строительства вертикальных или мало отклоненных от верти-
кали скважин.
Интенсивное развитие строительства скважин с горизонталь-
ным окончанием ствола поставило проблему крепления скважин
на участках с зенитными углами, превышающими 25—30*. Опыт
крепления таких скважин показал значительное ухудшение каче-
ства цементирования на наклонных участках. Экспериментальные
исследования [41, 50] показали, что в условиях наклонного ствола
создаются более благоприятные условия для каналообразования
по сравнению с вертикальным его положением. Установлено, что
это связано с усилением седиментационных процессов в наклон-
ных условиях (эффект А. Е. Бойкотта). Для таких условий реко-
мендуется применение седиментационно-устойчивых тампонажных
растворов.
Количественно седиментацию тампонажных растворов оценива-
ют по величине водоотделения, которая для тампонажных портлан-
дцементов регламентируется ГОСТ 26798.1-96 [28]. При испыта-
нии в вертикальных цилиндрах вместимостью 250 см3 тампонажно-
63
го раствора нормальной плотности с водоцементным отношением
0,50 его водоотделение не должно превышать 8,7 мл (3,5 %).
Однако, как показывает опыт, тампонажные растворы даже со зна-
чительно меньшим водоотделением при твердении в наклонных
цилиндрах образуют флюидопроводящие каналы [13].
Рассмотрим условия возможного образования флюидопро-
водящих каналов при цементировании наклонно направленно-
го ствола обсадной колонной диаметром 245 мм на Кущевс-
ком ПХГ.
После окончания продавливания в тампонажном растворе,
остающемся в покое, из-за слабой тиксотропии интенсивно
протекают процессы седиментации. При этом принципиальное
значение имеет угол наклона ствола скважины — при углах
наклона, превышающих 15 — 20*, отделяющаяся жидкость за-
творения, поднимаясь сквозь относительно небольшой слой
тампонажного раствора, образует на верхней поверхности це-
ментируемого наклонного интервала сплошной сегментообраз-
ный канал (рис. 9).
Рис. 9. Схема образования флюидопроводящих каналов в твердеющем там-
понажном камне при цементировании наклонных скважин:
1 — флюидопроводящий канал; 2 — тампонажный раствор; 3 — обсадная колонна
64
Процесс седиментации затухает во времени и заканчивается
при достижении твердеющей суспензией консистенции, близкой к
началу схватывания.
После начала схватывания в твердеющей тампонажной суспензии
за счет гидратации клинкерных минералов портландцемента проте-
кает процесс контракции, сопровождающийся поглощением (связы-
ванием) свободной воды и снижением перового давления в твердею-
щем камне, т. е. отделившаяся в канал жидкость затворения отсасы-
вается твердеющим камнем. Таким образом, уже в первые часы твер-
дения возможно образование свободного от жидкости флюидопро-
водящего канала.
Эти положения подтверждены при моделировании твердения там-
понажных растворов различного состава в наклонных стеклянных
трубках. Поэтому для выбора рецептуры тампонажных растворов,
предназначенных для цементирования наклонных участков скважин,
применялась следующая методика.
Испытуемый тампонажный раствор заливали в закрытую снизу
стеклянную трубку диаметром 36 мм и длиной 350 мм, закрывали
сверху и в наклонном положении (под углом 15—60°) помещали в
термостат. Состав и физико-механические свойства исследованных
растворов приведены в табл. 32. Твердение растворов происходило
при атмосферном давлении и температуре 35 °C. Трубки заполняли
тампонажным раствором сразу после затворения и через 30 и
60 мин перемешивания на консистометре КЦ-3.
Через 24 ч твердения определялось наличие канала при созда-
нии давления воздуха 0,03 МПа газа на установке, схема которой
приведена на рис. 10.
Физико-механические свойства тампонажного раствора и камня
определяли по ГОСТ 26798.1-96, предел прочности образцов за-
твердевшего камня устанавливали через 48 ч твердения.
Выявлено, что при твердении тампонажных растворов нор-
мальной плотности с растекаемостыо в пределах 19 — 22 см, фор-
мирование каналов происходит весьма интенсивно — уже через
несколько минут визуально просматривается образование канала
на верхней поверхности трубки; после затвердевания цемента на-
личие фильтрационного канала фиксируется по перетоку воздуха.
Результаты исследований (рис. 11 и табл. 32) показали, что для
исключения образования флюидопроводящих каналов тампо-
нажный раствор, поступающий в зону цементирования наклонного
участка, должен иметь растекаемость не более 16 —17 см по конусу
АзНИИ. Необходимо отметить, что при выборе рецептуры тампо-
нажного раствора следует учитывать изменение его свойств за
время приготовления и транспортирования в затрубное прост-
ранство.
6S
0>
о»
Таблица 32
Физико-механические свойства тампонажных распоров и камня
Компонент- ный состав тампонажно- го раствора Содер- жание компонен- тов, % В/Ц Плотность тампо- нажного раствора, г/см1 Время переме- шивания на КЦ-3, мин Растекае- мость, см Водоотде- ление, % Сроки схватывания*, ч-мии Прочность при изгибе (через 2стт)*, МПа Наличие , канала при твердении в трубках под наклоном
Начало Конец
ПЦТ-П-50 100,0 озо 1,82 0 21,0 3,4 3-40 4-20 4.8 +
30 19,2 2,2 3-05 3-53 +
60 183 03 1-50 2-10 +
ПЦТ-П-50 993 0,48 135 0 20,5 23 3-50 4-25 4,0 +
ПВС-ТР 0,5 30 18,0 13 3-20 3-50 +
60 163 0 2-40 2-55
ПЦТ-П-50 98,0 032 130 0 20,0 3,0 3-30 4-10 2.9 +
КМЦ 0,5 30 17,6 13 2-40 3-15 +
Сода 13 60 14,0 0 1-30 2-10
ПЦТ-П-50 99,0 030 131 0 20,8 2.6 3-45 4-20 5,1 +
Натросол 03 30 17,0 0 3-10 3-40 +
60 14,7 0 2-15 2-35
ПЦТ-П-50 97,0 032 1,75 0 183 оз 4-00 4-35 43 +
Бентонит 2,0 30 163 0 3-20 3-50
Натросол 1.0 60 15,0 0 2-20 2-40 —
ПЦТ-П-50 50,0 0,45 130 0 173 оз 3-20 2-55 3,1
Зола уноса 50,0 30 16,0 0 2-40 2-25
Натросол 0,1
ПЦТ-П-50 49,0 0,48 1,78 0 17,0 0 3-30 3-00 3,0
Зола уноса 50,0 30 16,0 0 2-50 2-30
Бентонит 2,0
Натросол 0,1
* При t = 55 ’С и р = 0,1 МПа.
3
Рис. 10. Схема установки для исследования газопроницаемости каналов при
твердении тампонажных растворов в наклонных трубках:
1 — баллон со сжатым воздухом; 2 — редуктор; 3 — манометр; 4 — трубка с за-
твердевшим тампонажным раствором; 5 — штатив; 6 — счетчик; 7 — сосуд с водой
Угол наклона трубки, градус
Рис. 11. Влияние угла наклона трубки при твердении тампонажных растворов
различной подвижности на величину флюидопроводящих каналов:
Номер кривой на рисунке.................... 1 2 3
Компонентный состав раствора, %:
ПЦТ............................... 100 50 97
зола............................ — 50 —
бентонит............................ — — 3
патросол............................ — 0,1 1
Исходя из этого и с учетом допустимой плотности растворов с
точки зрения недопущения гидроразрыва пород у башмака колонны
предлагаются для цементирования обсадной колонны следующие
составы тампонажных растворов:
первая порция, размещаемая в интервале вертикального участка
1100 —0 м - цементно-зольный тампонажный раствор плотностью
1,80-1,82 г/см3 (28,3 м3);
вторая порция, заполняющая наклонный участок скважины в ин-
тервале 1381 — 1100 м (по стволу) — загущенный цементно-золь-
ный раствор с добавкой 2—3 % бентонита и 0,1 —0,2 % натросола
плотностью 1,78 — 1,80 г/см3 (8,4 м3).
4.4. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ
На базе успешного промышленного применения на Кубани раз-
личных цементов предложена классификация тампонажных мате-
риалов (рис. 12). Большинство специальных тампонажных цемен-
тов (табл. 33) разработано в б. ВНИИКРнефти.
Шлакопесчаные цементы совместимого помола в зависимости
от назначения выпускают двух видов: ШПЦС-120 и ШПЦС-200.
Цемент ШПЦС-120 отличается от ШПЦС-200 повышенной актив-
ностью за счет добавки портландцемента.
Утяжеленные цементы подразделяются в зависимости от назна-
чения и плотности получаемого из них раствора. По назначению
они делятся на утяжеленные цементы для температур нормаль-
ных и умеренных (УЦГ-1, УЦГ-2) и для повышенных и высоких
(УШЦ1-120, УШЦ2-120, УШЦ2-200).
Таблица 33
Основная характеристика специальных тампонажных цементов
Марка цемента Водо- цементное отношение Растекаемость по конусу АзНИИ.см Плотность (средняя), г/см3 Температурные пределы применения.С
рекомендуемые допустимые
ШПЦС-120 0,45 18-20 1,8-1,83 100-150 40-160
ШПЦС-200 0,4 18-20 1,78-1,83 150-250 100-250
УЦГ-1 0,35 20-21 2,06-2,15 20-100 20—100
УЦГ-2 0,32 20-21 2,16-2,3 20—100 20-100
УШЦ1-120 0,35 19-22 2,06-2,15 100-150 40-160
УШЦ2-120 0,32 19-20 2,16-2,3 100-150 40-160
УШЦ1-200 0,35 20-23 2,06-2,15 150-250 100-250
ОЦГ 0,95-1,05 20-24 1,4-1,5 50-100 30-120
Рис. 12. Номенклатура и область применения тампонажных цементов
68
in, вскрывших пласты, насыщенные высокомннерализованнымн флюидами
с ионами Са1*, Mg п (до 5 %), Na\a
Облегченный тампонажный портлаид* цемент дла низких и нормальных температур, ГОСТ 1581-85 ниже 15*С 15-50 *С
Облегченный тампонажный портланд- цемент дла умеренных и повышен иных температур, ГОСТ 1581-85 15-МИСС 100-1504:
Облегченный тамнонажный цемент дла горячих екважнн тина ОЦГ, ТУ 39-01-08-469-79 15-100 *С
Облегченный тамнонажный цемент повышенной коррозионной стойкости тина ЦТОК, ТУ 39-0147009-010 89 15-юоч: 100-150 *С
Облегченный тампонажный цемент типа ЦТО, ТУ 39-01470094)18-89 15-1004: 100-1504:
Облегченный тампонажный цемент для высоких температур ЦТО-250, ТУ 39-0147009-009-88 150-3004:
Облегченный тампонажный материал типа МТО, ТУ 39-08-217 85 15-50 *С
Тампонажный цемент для низко- температурных скважин типа ЦТН, ТУ 113-08-565-85 -J-+30 4:
Портландцемент тампонажный беэдоба- вечный или е минеральными добавками для низких, нормальных или умеренных температур, ГОСТ 1581-85 ниже 15*С 15-50’С 50-100 *С
Портландцемент тампонажный алипнтовый ,ТУ 21 УзССР-146-89 15-504:
Тампонажный цемент для циклически меняющихся температур типа ЦТПН, ТУ 39-1057 85 15-М*,1ЧМ эксллуят*” агав» ЭМ “С
Портландцемент тампонажный песча- нистый дла умеренных и повышенных температур, ГОСТ 1581-85 50-100 *С 100-1504:
Тампонажный сероведорадостойкнй цемент, ТУ 21-20-64-85 100-150 4:
Тампонажные шлакопесчаиые цементы типа ШПЦС, ОСТ 39-017-80 100-1504: 150-2004:
Утяжеленный тампонажный цемент типа УЦГ, ТУ 394)1-08-535 80 20- 100 4:
Тампонажные шлаковые утяжеленные цементы типа УШЦ, ОСТ 39-014-80 100-150 4: 150 - 200 *С
Утяжелеииый бесклинкерный корро- зионно-стойкий тамнонажный цемент ЦГУК-120, ТУ 39-995-85 100-150 *С
Градиент пластовых давлений Градиент пластовых давлений Градиент пластовых давлений
0,0145-0,017 МПа/м 0,01741,019 МПа/м 0,019-0,025 МПа/м
Шифры цементов: ШПЦС — шлакопесчанный цемент совмест-
ного помола; УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент, УШЦ —
утяжеленный шлаковый цемент. Первая цифра (1 или 2) после
буквенного обозначения указывает на вид цемента в зависимости
от плотности получаемого из них раствора. Цементы первого вида
(УЦГ-1, УШЦ1-120, УШЦ1-200) имеют плотность раствора в преде-
лах 2,06—2,15 г/см3, второго (УЦГ-2, УШЦ2-120, УШЦ2-200) -
2,16—2,3 г/см3. Последнее число в шифре цементов обозначает
температуру испытания цемента по техническим условиям. Так,
цементы ШПЦС-120, УШЦ1-Г20 и УШЦ2-120 испытывают при
температуре 120 *С и давлении 40 МПа; ШПЦС-200, УШЦ1-200 —
при температуре 200 *С и давлении 60 МПа, цементы УЦГ-1 и
УЦГ-2 при температуре 75 *С и атмосферном давлении.
Физико-механические свойства раствора и камня из этих це-
ментов приведены в табл. 34. Для регулирования сроков схваты-
вания, кроме указанных в таблице, могут применяться следующие
известные замедлители: ОЭДФ, НТФ, КМЦ, СВК, ВКК, нитролиг-
нин, гуматы, дубители, окзил, КССБ, Л-6, Л-7 и др. Цементы затворя-
ют пресной или слабоминерализованной водой при цементировании
в обычных отложениях или насыщенным раствором хлорида на-
трия в соленосных отложениях. При затворении цементов с
использованием насыщенного раствора поваренной соли плотность
раствора увеличивается примерно на 0,1 г/см3. Газопроницаемость
камня из специальных цементов при температуре твердения от
20 до 100 *С не превышает 2 • 10-3 мкм2.
Перед каждым цементированием проводят лабораторные испыта-
ния проб цемента для уточнения рецептуры тампонажного раствора.
В б. ВНИИКРнефти разработаны облегченные шлаковые маг-
незиальные цементы. В качестве вяжущего вещества использован
доменный основной шлак Константиновского завода, облегчающая
добавка — палыгорскит. Цемент ОШЦ-200 — это смесь шлака с
палыгорскитом в соотношении 4:1, ОШЦ-120 — та же смесь с до-
бавкой 1,5% портландцемента к массе смеси. Пределы прочности
камня, хранившегося в растворе хлорида магния, из цементов
ОШЦ-200 и ОШЦ-120 приведены ниже.
Время твердения образца, сут .... 2
Предел прочности на сжатие, МПа,
образцов цемента:
ОШЦ-120................. 0,7
ОШЦ-200 ................ 0
3 90 180 270 360
7,4 8,6 9,5 9.8 13,1
2,6 4,7 4,9 5,7 6,4
. Облегченные шлаковые цементы на основе гранулированного
доменного шлака и палыгорскита устойчивы против магнезиальной
коррозии, термостойки и могут быть рекомендованы для изоляции
соленасыщенных водоносных горизонтов, а также отложений бишо-
70
Таблица 34
Физико-механические свойства раствора и камня из специальных цементов
Марка цемента Добавка замедлителей, % (от массы цемента) Водоце- ментное отноше- ние Расте- кае- мость, см Плот- ность, г/см3 Условия испытания Сроки схватывания, ч Прочность через 2 сут, МПа
ССБ Гипан Хромпик Темпе- ратура, Давле- ние, МПа Начало Конец на изгиб на сжатие
ШПЦС-120 — — — 0,43 18-20 1,8-132 40 7-9 9-13 1.5-2.5 3-6
0,05-0,1 — 0,05-0,1 18-22 1,8—1,82 80 30 3-5 5-9 2Д-4 6-10
0,15-0,3 — 0,15-0,3 20-23 1,78-131 120 40 3-6 5-9 3-5 8-14
0,4-ОД — 0,4-0,6 22-24 1,78—1,81 160 60 4-6 5-8 5-7 15-25
— 0,15 0,15 20-22 13-1,82 160 60 4-6 5-8 4-6 13-20
П1П ЦС-200 0,1 — 0,1 0,4 18-21 1,81-1,82 100 30 3-5 5-8 2-3 4-6
0,3-од — 0,3-0,5 22-24 1,78-1,81 160 60 3-6 5-8 5-6 12-16
— 0,2-0,3 0,1-03 20-22 1,8-132 160 60 4-7 6-10 4-5 10-15
— 0,5-0,6 03-0,5 20-22 13-132 220 70 4-7 6-10 5-8 15-25
— 0,5-1 0,5-1 20-22 13-132 235 80 4-7 6-10 5-9 15-30
— 0,6-1 0Д-1 20-22 13-132 250 100 3-5 6-9 6-10 25-35
УЦГ-1 • — — — 0,35 20-21 2,1—2,12 20 — 6-10 9-13 1,5-2 3-5
0.1-0.3 —• — 21-23 75 20 4-7 6-10 2,4-4,5 6-11
0,3-0,5 — 03-0,5 22-24 100 40 3-5 5-8 4-5 10-12
УЦГ-2 — — — 0,33 19-21 2,2—2,23 20 — 6-10 9-13 1,5-2 3-5
0,1-0,3 — — 21-23 75 20 4-7 6-10 23-4,5 6-11
0,3-0,4 — 03-0,4 22-24 100 40 3-5 5-8 4-5 10-12
УШЦ1-120 — — — 034 19-20 2,1—2,13 40 — 6-8 9-12 1,5-23 3-5
0,05-0,1 — — 20-21 80 20 3-5 5-8 3-4 6-10
0,15-0,3 — 0,15-03 21-23 120 40 3-6 5-9 3,0-5 8-14
0,4-0,5 — 0,4-03 22-24 160 70 4-6 5-8 5,0-7 15-25
— 0,15 0,15 20-23 160 70 4-6 5-8 4,0-6 12-20
Продолжение табл. 34
Марка цемента Добавка замедлителей, % (от массы цемента) Водоце- мептнос отноше- ние Расте- кае- мость, см Плот- ность, г/см3 Условия испытания Сроки схватывания, ч Прочность через 2 сут, МПа
ССБ Гипан Хромпик Темпе- ратура, •с Давле- ние, МПа Начало Конец на изгиб на сжатие
УШЦ2-120 — — — 032 19-20 2,2-232 40 6-8 9-12 15-25 3-5
0,5-0,1 — — 20-21 '80 20 3-5 5-8 2-4 6-10
о,1-оз — 0,1-03 21-23 120 40 3-6 5-9 3-5 8-14
0,4—03 —‘ 0,4-0,8 22-24 160 70 4-6 5-8 5-7 15-25
— 0,1-0,15 0,1 20-22 160 70 4-6 5-8 4-6 12-20
УШЦ1-200 0,1 — 0,1 0,34 20-21 2,1-2,12 100 20 3-5 5-8 2-3 4-6
0,1-0,5 — 03-0,5 22-24 160 60 3-6 5-8 5-6 12-16
— 0,1-0,25 0,1-0,15 20-22 160 60 4-7 6~~10 4-5 10-14
— 0,5-0,6 0,6-0,6 20-22 220 80 4-7 6-10 5-6 13-20
0,6-1 05-1 20-22 250 100 3-5 6-9 6-8 18-25
УШЦ2-200 0,1 — 0,1 0,32 20-21 2,2-232 100 20 3-5 5-8 2-3 4-6
УШЦ-200 03-0,5 — 03-0,5 22-24 160 60 3-5 5-8 5-6 12-16
— 0,2-03 0,1-03 20-22 160 60 4-7 6-10 4-5 10-14
— 0,6-1 0,6-1 20-22 220 80 4-7 6-10 5-6 13-25
— 0,6-1 0,6-1 20-22 250 100 3-5 6-9 6-8 13-25
фита и карналлита в нефтяных и газовых скважинах при высоких
температурах и давлениях. Для повышения начальной прочности
цементного камня и регулирования сроков схватывания раствора
рекомендуется увеличить количество портландцемента до 5 —10 %, и
ввести жидкость затворения КМЦ-500 в количестве 0,3—0,5 % от
массы сухой смеси. В качестве среды затворения может быть реко-
мендован только насыщенный раствор хлорида магния. Все эти це-
менты имеют резко пониженную характеристику водоотдачи и ус-
пешно применяются при цементировании горизонтальных стволов.
4.5. ПРАКТИКА ПОДБОРА И ПРИМЕНЕНИЯ
ЦЕМЕНТНО-ПЕСЧАНЫХ, ОБЛЕГЧЕННЫХ
И УТЯЖЕЛЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
Для повышения долговечности всех видов применяемых порлан-
дских и шлаковых тампонажных цементов необходимо вводить в
них кварцевый песок в молотом или естественном состоянии (или
материалы, богатые SiO2 и не имеющие вредных примесей).
Цементно-песчаные растворы. При высоких температурах и дав-
лениях растворы из смеси тампонажного портландцемента и кварцево-
го песка затвердевают в долговечный прочный непроницаемый ка-
мень, более устойчивый, чем цементный камень из чистого портланд-
цемента.
Процессы твердения цементно-песчаных смесей при высоких тем-
пературах и давлениях отличаются от чистых растворов и имеют
свои особенности. Если при нормальных условиях добавка пес-
ка при принятых сроках твердения — практически инертный компо-
нент, то при повышенных температурах кремнезем активно взаимо-
действует с составляющими цемента. Установлено, что кварцевый
песок вступает в реакцию не только с гидроксидом кальция и гидро-
силикатами, но и с гидроалюминатами с образованием гидрогранатов.
В общем случае добавление кварцевого песка к тампонажному
портландцементу крайне желательно, а при высоких температурах —
необходимо. В этом случае введение в портландцементы песка даже
пониженного качества при высоких температурах резко улучшает
физико-механические свойства камня, повышает сопротивляемость
его агрессивным водам и т. д.
Как добавка к тампонажным цементам с точки зрения грануло-
метрического состава пригоден любой кварцевый песок, но менее
желателен мелкий с большим количеством пылевых фракций, тре-
бующих введения повышенного количества воды. Однако нижнюю
границу размера зерен устанавливать нецелесообразно, так как при
использовании даже молотого песка с удельной поверхностью, при-
73
мерно равной удельной поверхности цемента, были получены хоро-
шие результаты. При наличии нескольких видов кварцевого песка
целесообразно выбирать те, у которых фракция, прошедшая через
сито со стороной ячейки 0,15 мм, составляла не более 30 %. Разма-
лывать песок нецелесообразно, однако если необходимо получить и
применять цементно-песчаные смеси низкой плотности при высоких
температурах и давлениях, то помол песка обязателен.
Однако если требуется получить растворы с малой водоотдачей
для горизонтальных скважин, то наличие мелких фракций песка и
глинистые добавки необходимы.
При температурах около 20 —40 ‘С в тампонажные цементы,
имеющие повышенную растекаемость цементного раствора (25 см и
более), допускается введение определенного количества песка —
в некоторых случаях до 30 %. В этих случаях сроки схватывания
смеси будут сокращаться, а прочность и плотность камня возрастут
вследствие снижения количества воды, удерживаемого поверхнос-
тью песка. Со временем прочность и плотность камня повысится.
Повышение температуры до 75 *С позволяет увеличить массо-
вую долю кварцевого песка до 50 % без понижения двухсуточной
прочности цемента. Песок в этих условиях с ростом срока тверде-
ния начинает играть положительную роль как связующее (повыше-
ние проницаемости) некоторого количества гидроксида кальция,
понижающего плотность цементного камня. Увеличение температу-
ры до 110 ‘С более резко изменяет физико-механические свойства
цементно-песчаного раствора.
В табл. 35 приведены значения предела прочности цементного и
цементно-песчаного камня, твердевшего при различных температу-
рах и давлениях.
Таблица 35
Изменение механической прочности цементных образцов е увеличением
дозировки веска при различных температурах и давлениях
Состав смеси ЦП Предел прочности, МПа, через 24 ч Предел прочности, МПа, через 48 ч
Т=110,С, р = 30МПа Т» 140 -С, р = 40 МПа Г=200*С, р = 50 МПа Т=110*С, р = 30 МПа Т’-МО’С, р = 40 МПа Т= 200 *С, р = 50 МПа
1:0 — 1,96/5 — 4,38/16,7 1,97/5 1.91/4,7
2:1 4,2/12,9 8,85/27,9 10,13/36,8 4,55/18,7 8,85/29,2 11,11/36,7
1:1 —- — — 4,48/13,5 9/30,6 —
1:2 2,26/6,6 8/28 6,6/22 4,28/11,7 8,6/28,2 6,56/20,7 6,43/24,4
1:3 — —- —- 2,50/7,3 4,82/17
1:5 — 4,96/14,2 — — 5,69/13,3 4,04/12,7
Примечание. 1. Ц изгиб, в знаменателе — цемент, П — песок. 2. В числителе — на сжатие. — предел прочности на
74
Таблица 36
Изменение проницаемости цементного н цементно-песчаного камня
двухсуточного возраста в зависимости от дозировки песка
и условий твердения (цемент карадагский)
Условия твердения Проницаемость, 10"3 мкм2, образцов состава Ц:П
Г,'С р, МПа 1:0 2:1 1:1 1:2 1:3 1:5
110 30 0,27 0,58 1,35 — 26
140 40 29,6 0 0 0 0 0
200 50 30,4 0 0 0 0 0
С добавлением к цементу немолотого кварцевого песка механи-
ческие показатели цементно-песчаного камня резко возрастают. Это
относится и к образцам, твердевшим при температуре 110—200 *С
и давлении 30—50 МПа. При введении кварцевого песка в порт-
ландцементы, твердеющие при высоких температурах и давле-
ниях, резко повышается плотность цементно-песчаного камня
(табл. 36).
Облегченные тампонажные цементы и растворы на Кубани
получили широкое распространение. Добавками для снижения
плотности цементных растворов являются бентонит, фильтроперлит,
пуццолановые материалы, диатомитовая земля, гильсонит, кероген
и др. При использовании большинства облегчающих добавок сни-
жение плотности цементного раствора заключается в удержании
добавками избыточного количества воды, т. е. в повышении водо-
цементного отношения или введении с наполнителем воздуха (вспу-
ченный перлитовый песок, вермикулит). Однако при этом выявляет-
ся их главное качество для горизонтальных скважин — низкая
водоотдача (необходима еще химобработка).
4.6. РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ПРИ КРЕПЛЕНИИ
ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА КУБАНИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ЗОЛЫ УНОСА НОВОЧЕРКАССКОЙ ГРЭС
Крепление скважин на площадях Краснодарского края требует
применения как обычных портландцементов, так и специальных тампо-
нажных материалов для утяжеленных, облегченных растворов, в том
числе для условий высоких температур.
В настоящее время в России специальные тампонажные материа-
лы для таких условий выпускаются в ограниченном количестве и
имеют высокую стоимость, что вынуждает буровые предприятия
непосредственно заниматься приготовлением смесей портландцемен-
тов с различными добавками.
75
Проведенные лабораторные исследования и изучение конъюнк-
туры рынка показали, что наиболее технологичными, недефицит-
ными и дешевыми такого рода добавками являются промышлен-
ные отходы — шлаки, различные виды топливной золы и, особенно,
зола уноса ГРЭС, которая обладает высокой дисперсностью, не
требуют сушки, обжига и помола. К достоинствам золы уноса от-
носятся также близкий к составу цемента химический и минерало-
гический состав, высокая удельная поверхность частиц шарообраз-
ной формы, что позволяет сочетать большую дозировку добавки
с низким водосмесевым отношением (Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ,
2000. - № 8).
Было предложено использовать золу уноса Новочеркасской
ГРЭС; эта зола имеет высокую удельную поверхность — 2570 см2/г,
плотностью 2,4 г/см3 и содержит (%): SiO, — 53,12; ALO. — 16,96;
Fe2O3 - 10,89; CaO - 2,69, MgO - 0,98, SO3 - 0,14; TiO2 - 0,61,
KjO + Na2O — 2,97. Зола из-за небольшого содержания CaO
относится к малоактивным и при умеренных температурах (до
50 *С) может служить наполнителем цементных растворов.
Использование золы позволяет не только экономить дорогостоя-
щий цемент, но и снизить плотность растворов, уменьшить содер-
жание в них свободной воды, увеличить растекаемость и время
загустевания, снизить проницаемость образующегося камня, по-
высить его коррозийную стойкость и адгезию к металлу. С повы-
шением температуры такие виды золы становятся активными;
содержащийся в большом количестве кремнезем взаимодействует
с гидратом окиси кальция, гидросиликатами и гидроалюминатами,
образуя гидрогранаты; при этом снижается основность вяжущего
и повышаются температурная стойкость и прочность образующего-
ся камня.
Снижение водосмесевого фактора позволяет сократить сроки
схватывания и повысить седиментационную устойчивость раствора,
а также прочность камня при нормальных и умеренных температу-
рах и тем самым сблизить параметры растворов цементно-зольных и
из тампонажного портландцемента.
В результате лабораторных исследований было разработано
несколько рецептур тампонажных цементно-зольных растворов
(табл. 37).
Как видно из табл. 38, цементно-зольные растворы с содержа-
нием золы 25 —50 %, имеют приемлемое время начала загустевания
и образуют камень высокой прочности. Добавка в них 50 % золы
позволяет цементировать скважины с температурой до 140 *С
и отказаться от дорогого и дефицитного ШПЦС-120; добавка ба-
рита позволяет получить утяжеленный тампонажный материал
с параметрами, соответствующими УШЦ-12.
76
Таблица 37
Параметры цементно-зольных растворов
на основе тампонажного портландцемента Новороссийского завода
Содер- жание золы в сухой смеси, % Замедлители, % Водо- смесе- вое отно- шение Плот- ность, г/см3 Расте- каемость, см Темпе- ратура, Давле- ние, МПа Время загусте- вания, ч-мин Проч- ность на изгиб, МПа
НТФ Тилоза
а — 0,5 1,85 23 22 0,1 6-25 3,1
25 — 0,4 1,89 19 22 0,1 6-10 2,9
33 — — 0,4 1,87 19,5 22 0,1 6-20 2,8
50 — — 0,4 1,84 20 22 0,1 6-50 2,1
50 — — 0,45 1,78 23 40 15,0 3-40 2,3
50 — 0,4 1,83 20 60 20,0 3-00 4,3
50 — — 0,45 1,78 23 100 20,0 2-10 6,6
50 — 0,4 1,83 20 120 50,0 1-50 7,5
50 0,02 0,2 0,43 1,80 22 120 50,0 4-10 6,7
50 0,08 0,2 0,43 1,80 21 140 60,0 4-40 7,0
25* 0,06 0,1 0,35 2,10 22 125 40,0 3-10 5,5
25** 0,08 0,2 0,32 2,15 19 140 70,0 2-50 5,7
* Прочность камня при 22 *С определялась через 48 ч, остальное через 24 ч.
** Рецептура включает 50 % барита, 25 % золы и 25 % портландцемента.
Таблица 38
Качество контакта цементно-зольного камня с обсадной колонной
Номер скважины Обсадная колонна Диаметр колонны, мм Характеристика контакта цемента с колонной по длине ствола, %
X Ч П О
11 Лебединская Промежуточная 245 68,6 31,4 —
14 Северо-Гри- н 245 86,4 13,6 —. —
венская Эксплуатационная 168 60,6 34,1 —. 5,3
111 Ленинград- м 168. 85,6 14,4 — —
с кая 91 Кущевская 41 Юбилейная Промежуточная 245 61,2 36,8
245 91,9 4,1 1,0 3,0
41 Юбилейная Эксплуатационная 168 68,1 27,7 4,2 —
Примечание. X — хороший; Ч — частичный; П - плохой; О — отсутствует.
Цементные растворы хорошо поддаются обработке реагентами-
замедлителями. Снижение водосмесевого отношения и повышение
концентрации твердой фазы в растворе позволяет улучшить каче-
ство контакта камня с колонной, что подтверждается данными АКЦ
более чем в 80 скважинах (см. табл. 38).
Применение цементно-зольных растворов при цементировании
скважин на всех месторождениях п. «Кубаньгазпром» с 1994 года
позволили сэкономить около 1000 т портландцемента с одновремен-
ным повышением качества цементирования.
77
Для крепления скважин в условиях низкого пластового дав-
ления в продуктивной части разреза Кущевского ПХГ была раз-
работана рецептура облегченного тампонажного раствора.
Эффективная облегчающая добавка в тампонажные растворы —
газонаполненные микросферы. Высокая прочность оболочек мало-
го диаметра упрочняет образующийся камень, уменьшает его газо-
проницаемость, а низкая плотность микросфер обеспечивает эффек-
тивное снижение плотности тампонажного раствора. Однако широ-
кому внедрению таких добавок препятствует их высокая стоимость
при промышленном производстве.
Вместе с тем зола уноса Новочеркасской ГРЭС содержит
5—7 % подобных сферических частиц — алюмосиликатных полых
микросфер (АСПМ). При удалении золы гидросмывом АСПМ от-
деляются и всплывают в отстойниках. Эти микросферы были
использованы в качестве облегчающей добавки для тампонажных
растворов.
АСПМ представляют собой правильные сферические газонапол-
ненные образования диаметром 20—300 мкм с толщиной стенки
2 — 10 мкм. Насыпная плотность 415 кг/м3, истинная — 620 кг/м3,
температура плавления 1400 *С.
Химический состав материала АСПМ (%): SiO2 — 53,8;
А12О3 - 30,6; Fe2O3 - 4,2; СаО - 0,8; MgO - 1,6; TiO2 - 0,9;
K2O + Na2O — 7,2; остальное — 0,9.
Экспериментами установлено, что при создании давления неко-
торая часть микросфер разрушается; количество неразрушенных
микросфер с ростом давления убывает.
Давление, МПа..................... 5 10 15 20 25 30 50
Относительная масса остатка АСПМ, %.... 89 80 74 67 60 52 31
Как видно из приведенных данных, для скважин с забойным
давлением до 25—30 МПа остаток АСПМ вполне достаточен (бо-
лее 50 %) для эффективного облегчения тампонажного раствора,
особенно если учесть, что выделяющий при разрушении микро-
сфер газ также снижает плотность раствора. Поскольку оболочка
АСПМ по химическому составу схожа с портландцементами, при
твердении цемента происходит ее срастание с гидратными новооб-
разованиями, что положительно влияет на прочность образующего-
ся цементного камня. Плотность тампонажного цементно-зольного
раствора при его затворении с АСПМ вычисляется по формуле
Рл, = (1 + В)/ [(1 - А -С)/рц + В/р. + Л/р. + С/рс], (35)
где В — водосмесевое отношение; А, С — относительное массовое
содержание соответственно АСПМ и золы в растворе; рц, рв, ра, рс —
плотности, соответственно, цемента, жидкости затворения, истинная
АСПМ, золы.
78
Результаты лабораторных исследований растворов с различным
содержанием АСПМ приведены в табл. 39.
Как следует из табл. 39, АСПМ представляет собой высокоэф-
фективную облегчающую добавку, которая не влияет на сроки схва-
тывания и не требует значительного повышения водосмесевого от-
ношения. При содержании АСПМ 35 % плотность раствора состав-
ляет 1,16 г/см3, а прочность камня через 2 сут — 0,6 МПа. Добавка
АСПМ в количестве 50 % позволяет получить раствор плотностью
до 1,04 г/см3, что совпадает с результатами расчета по формуле (35).
К недостаткам АСПМ относится некоторое снижение подвижно-
сти раствора из-за расхода жидкости затворения на смачивание внут-
ренней поверхности при разрушении микросфер под давлением.
Однако это легко учитывается и корректируется изменением водо-
смесевого отношения (В/С), добавкой пластификаторов и количе-
ством вводимых АСПМ.
Несомненное достоинство АСПМ — эффективное снижение плот-
ности тампонажных растворов без повышения водосмесевого отно-
шения, что определяет высокую седиментационную устойчивость и
быстрый рост структурной прочности раствора, низкую газопроницае-
мость и повышенную прочность образующегося камня.
Вместе с тем широкое использование сухих тампонажных смесей
потребовало больших затрат времени на их приготовление в промыс-
Таблица 39
Параметры растворов с АСПМ
Содержание АСПМ, % В:С Плотность, г/см* Растекае- мость, см Сроки схватывания, ч—мин Прочность при изгибе, МПа
Начало Конец
При Г= 22 ’С и р = 0,1 МПа
0 0,5 1,85 21 7-20 9-50 2,9*
5 0,5 1.7 20,5 7-20 9-55
9 0,5 1,6 19,5 7-30 10-00 1,8*
13,5 0,5 1,5 18,5 8-00 10-20 1,7*
19 0,5 1,4 17 7-50 9-40 1,4*
35 0,5 1,16 И 8-10 10-20 0,6*
При Т= 75 ’С и р = 0,1 МПа
0 0,5 1,85 22,5 2-55 3-30 6,2**
13,5 0,5 1,5 19 3-00 4-00 4,2**
19 0,5 1.4 17 3—05 3-55 3,8**
31,5 0,55 1,22 15,5 3-10 4-15 3,5**
50 0,65 1,04 17,5 2-50 3-50 1,57**
60 0,85 0,96 17 3-00 4-00 0,6**
• Через 2 сут.
•• Через 1 сут.
79
ловых условиях. Кроме того, жесткие экологические требования на
месторождениях, расположенных в плавнях Азовского моря, неболь-
шие площадки перед буровыми, ограничивающие размещение необ-
ходимого количества тампонажной техники, создавали значительные
трудности при использовании традиционной технологии затворения
тампонажных материалов.
Для преодоления этих трудностей была разработана новая тех-
нология затворения тампонажных растворов.
В схеме обвязки тампонажной техники используется осредни-
тельная емкость, поэтому было предложено убрать приемный бачок
для раствора, а транспортировку раствора от воронки затворения к
осреднительной емкости осуществлять за счет кинетической энергии
струи тампонажного раствора. Для повышения кинетической энер-
гии струи и возможности ее регулирования жидкость затворения к
воронке было решено подавать основным насосом цементировочно-
го агрегата.
При такой схеме затворения предупреждается разлив тампонаж-
ного раствора на, площадку и вместе с приемным бачком исключает-
ся необходимость применения в точке затворения одного—двух це-
ментировочных агрегатов для откачки приготовленного раствора.
Промысловые исследования показали высокую эффективность
этой технологии. При давлении на штуцере воронки затворения
6—12 МПа легко затворялись и подавались на осреднительную ем-
кость тампонажные растворы плотностью до 2,15 г/см3. Скорость
затворения цемента была высокой и позволяла значительно увели-
чить подачу цемента в воронку затворения.
Для увеличения подачи сухих компонентов была сконструирова-
на специальная наземная воронка затворения, позволяющая пода-
вать в нее цемент и добавки к нему одновременно из двух бункеров
(рис. 13). Такая воронка позволяет также заменять разгрузившиеся
бункера полными, не прекращая процесс затворения тампонажного
раствора.
80
По предложенной технологии можно затворить в одной точке до
80 т сухих материалов за 50—60 мин. Расход сухих материалов при
затворении тампонажного раствора нормальной плотности состав-
ляет 1,6—2 т/мин. Конструкция осреднительной емкости допускает
установку двух точек затворения.
Новая технология дает возможность затворения многокомпонент-
ных тампонажных растворов без предварительного приготовления
сухих смесей. Для этого с воронкой затворения устанавливаются
бункер с цементом и бункер с добавкой, например с золой уноса.
Тампонажные материалы подаются в воронку одновременно. Соот-
ношение материалов регулируется различными скоростями подачи.
В этом случае исключаются большие затраты времени и средств на
предварительное приготовление сухих смесей. Такая технология зат-
ворения в настоящее время используется на всех скважинах пред-
приятия «Кубаньгазпром». С ее помощью затворяются цементно-
зольные, цементно-баритовые и цементно-золо-баритовые тампонаж-
ные растворы.
На основании изложенного можно сделать следующие выводы.
1. Достижение требуемых технологических свойств тампонаж-
ных растворов при креплении скважин на Кубани эффективно
осуществляется путем использования золы уноса ГРЭС.
2. АСПМ является высокоэффективной облегчающей добавкой,
не влияющей на сроки схватывания и не требующей значительного
повышения водосмесевого отношения.
3. Разработана и внедрена технология затворения многокомпо-
нентных тампонажных растворов непосредственно на буровой без
предварительного приготовления сухих смесей.
4.7. ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ЗАКАЧИВАНИЯ
ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
Приготовление тампонажных растворов в процессе цементирова-
ния скважин осуществляют по разработанной с участием автора
применяющейся в филиале «Кубаньбургаз» усовершенствованной
технологии с использованием для затворения цемента насоса высо-
кого давления, гидросмесителя и осреднительной установки [55].
Такая технология позволяет за счет использования кинетической
энергии жидкости затворения получать гомогенизированные тампо-
нажные растворы заданной плотности и сократить число задейство-
ванных в операции цементирования цементировочных агрегатов в
1,5 —1,8 раза.
Так как в процессе приготовления тампонажного раствора его
плотность является практически единственным параметром, определя-
81
ющим все остальные физико-механические свойства, регулирование
и поддержание плотности на заданном уровне представляет собой
важнейшую задачу технологии цементирования [8, 81]. Приготовле-
ние тампонажных растворов по общепринятой технологии с помо-
щью центробежного водоподающего насоса через приемный ба-
чок [9] приводит к большим колебаниям плотности получаемого
раствора, достигающим 20—30 %. При анализе работы гидросмеси-
тельных устройств было установлено, что основной причиной этого
является недостаточный вакуум, создаваемый потоком жидкости
затворения в смесительной камере.
Исследования работы гидровакуумных смесителей показали, что
их устойчивая работа может быть обеспечена при создании разреже-
ния в камере смешения не менее 0,06 — 0,07 МПа, что достигается при
создании на насадках давления в пределах 4—8 МПа, для чего необхо-
димо использовать насос высокого давления цементировочного агрегата.
На основании проведенных исследований автором совместно с
В. И. Вяхиревым и С. В. Логвиненко предложен способ регулиро-
вания плотности тампонажных растворов при затворении различ-
ных типов тампонажных цементов путем изменения разрежения в
смесительной камере насосом высокого давления, на который полу-
чено положительное решение о выдаче патента.
На рис. 14 показана схема обвязки цементировочного оборудо-
вания при работе по предлагаемой технологии.
Цементировочный агрегат 1 насосом высокого давления подает
жидкость затворения в гидросмеситель цементосмесительных ма-
шин 2 по нагнетательной линии высокого давления 3. Приготов-
ленный раствор за счет кинетической энергии струи жидкости за-
творения транспортируется по гидроэлеватору 4 (эластичный
металлоармированный рукав диаметром 100 мм) в осреднительную
емкость 5. При накоплении в осреднительной емкости необходи-
мого количества тампонажного раствора заданных параметров
приступают к откачиванию его в скважину одним или двумя
цементировочными агрегатами 6 и 7. В случае необходимости до-
утяжеления тампонажный раствор из осреднительной емкости
цементировочным агрегатом 7 по рециркуляционной линии высокого
давления 8 вновь подается в гидросмеситель, где в него до-
полнительно вводится тампонажное вяжущее.
Рециркуляция тампонажного раствора осуществляется и в слу-
чае необходимости увеличить его седиментационную устойчивость
эа счет диспергирования твердой фазы и повышения консистенции.
Последовательность технологических операций в процессе це-
ментирования обсадной колонны диаметром 245 мм приведена в
табл. 40. После приготовления и закачивания в скважину буферной
жидкости приступают к затворению цементно-зольного тампонажно-
82
Рис. 14. Схема расстановки и обвязки оборудования при цементировании об-
садной колонны диаметром 245 мм:
1,6,7 — цементировочный агрегат; 2 — цементосмесительная машина; 3 — линия
высокого давления; 4 — гидроэлеватор; 5 — осреднительная установка; 8 —
рециркуляционная линия; 9 — блок манифольдов
го раствора. Приготовив в осреднительной емкости 12 — 14 м3
раствора плотностью 1,82 г/см3, осуществляют пуск нижней цемен-
тировочной пробки и откачивают тампонажный раствор в скважину
с продолжением его приготовления в этой же емкости.
После приготовления тампонажного раствора суммарным объе-
мом 28,5—28,7 м3 (контроль осуществляют по объему жидкости
затворения и массе цементно-зольного слоя) продолжают закачива-
ние его в скважину и одновременно приступают к приготовлению
загущенного цементно-зольного раствора с добавкой реагента-стаби-
лизатора (натросола) во второй осреднительной емкости.
83
Таблица 40
Технологические операции при цементировании
245-ми иромежуточной колонны в интервале 1381-0 м
и режимы работы цементировочных агрегатов
Наименование технологических операций Число агре- гатов Производитель- ность агрегатов, л/с Объем про- качки, м3 Давление в конце операции, МПа Время работы агре- гатов, мин
одного всех на цемент- ной головке на забое
Закачка буферной жидкости 1 7,9 7,9 12,0 0,1 15,6 26
Приготовление це- ментно-зольного раствора 1 7,0 7,0 28,5 — — 68
Пуск нижней пробки — — —• — —• — 5
Закачка цементно- зольного раствора 2 7,9 153 28,5 0 15,5 50
Приготовление це- ментно-зольного раствора с добав- лением бентонита 1 7,0 7,0 8,4 20
Закачка цемент- но-зольного раст- вора с добавлением бентонита 2 7,9 15,8 8,4 0 15,7 10
Пуск нижней пробки Продавливание; — — — — — — 5
1 этап 3 6,7 20,0 8,0 0 15,5 7
2 этап 4 10,0 40,0 26,0 0 19,1 И
3 этап 3 6,7 20,0 16,0 7,0 25,2 52
4 этап 1 5,0 5,0 6,5 8,8 24,4 22
Примечание. Цементировочные агрегаты УНБ-160/40, диаметр цилиндро-
вых втулок 115 мм.
Заранее приготовленная тампонажная смесь, содержащая
20 — 30 кг бентонитового порошка на 1 т цементно-зольного слоя,
затворяется на 0,2—0,3%-ном растворе натросола (требуемое содер-
жание компонентов уточняется при проведении анализов тампо-
нажных растворов в лаборатории) и после окончания закачивания
первой порции тампонажного портландцементного раствора прока-
чивается в скважину.
После окончания закачивания второй порции тампонажного
ррствора и пуска верхней цементировочной пробки приступают
к процессу продавливания. Этапы процесса продавливания, отли-
чающиеся производительностью подачи цементировочных агрегатов,
приведены в табл. 41.
84
Таблица 41
Этапы процесса продавлпмнип при цементировании обсадной колонны диаметром 245 мм
Этапы процесса цементи- рования Но- мер эта- па Объем продав- лива- ния за этап, м» Объем продав- лива- ния, м3 Расход при закач- ке, л/с Ско- рость восхо- дящего потока, м/с Интервалы расположения жидкостей, м Давле- ние на забое в конце этапа, МПа Время, мин
в обсадной колонне в затрубном пространстве про- дол- жи- тель- ность этапа ОТ начала про- дав- лива- ния
буфер- кая жид- кость тампо- нажный раствор продав- ливае- мая жид- кость буфер- ная жид- кость тампо- нажный раствор
Буферная жидкость у башмака обсадной колонны 1 8 8 20 0,91 1380-1080 1080-180 180-0 15,5 7 7
Тампонаж- ный раствор у башмака обсадной колонны 2 20 12 40 1,82 1380-500 500-0 1380-900 15,3 5 12
Равновесие 5 34 14 40 1Д2 — 1380-850 850-0 820-340 1380-820 19.1 6 18
Пониженная производи- тельность продавлива- ния 3 50 16 20 0,91 1380-1250 1250-0 150-0 1380-150 23,2 14 32
Окончание процесса 4 56 6 5 0,23 — — 1380-0 — 1380-0 24,4 20 52
Первые 7—8 м3 продавочной жидкости закачивают с производи-
тельностью 20 л/с, а затем (при начале выхода буферной жидкости
из-под башмака обсадной колонны) производительность агрегатов
увеличивают до 40 л/с. При этом, в затрубном пространстве ско-
рость восходящего потока достигает 1,8 м/с, что обеспечивает вы-
мывание и замещение бурового раствора.
После достижения равновесия прокачиваемых жидкостей (объем
продавливания составляет 34—35 м3) скорость продавливания
снижают до 20 л/с, а последние 6—7 м3 продавливания ведут
с производительностью 5 л/с.
После получения сигнала «стоп» и постепенного снижения дав-
ления скважину оставляют на 48 ч на ОЗЦ, после чего производят
испытание обсадной колонны на герметичность и выполняют комп-
лекс геофизических исследований по оценке качества крепления
колонны.
4.8. О ТРЕБОВАНИЯХ К ТАМПОНАЖНЫМ РАСТВОРАМ
ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
ПРИ ПОДБОРЕ РЕЦЕПТУР
Одно из главнейших требований к тампонажным цементам — это
соответствие свойств цементного раствора условиям скважины. Во
всех случаях цементный раствор должен соответствовать по срокам
схватывания (загустевания) конкретным геофизическим условиям.
Лабораторные и промысловые эксперименты показали, что седи-
ментационная устойчивость цементных растворов должна характе-
ризоваться нулевым водоотстоем и разностью плотностей не более
0,01 г/см3 в сосуде высотой не менее 10 см (при диаметре не менее
5 см). Однако применительно к горизонтальным участкам эта харак-
теристика раствора еще не нормирована. Разность в плотностях це-
ментного раствора по высоте в заколонном пространстве приводит,
по меньшей мере, к двум отрицательным последствиям в горизон-
тальном стволе скважины:
под верхней поверхностью вмещающего сосуда из «чистого» це-
ментного раствора даже при нулевом водоотстое скапливается неко-
торое количество воды затворения. Следовательно, после затверде-
ния раствора в верхней части камень будет иметь рыхлую структуру
или в результате действия контракции — отсутствие твердого и
жидкого тела, вплоть до вакуума;
по вертикальному сечению цементный камень будет тем плотнее
(менее проницаем), чем ближе к основанию отобрана проба.
Оба этих фактора способствуют возникновению потенциальных
каналов для газа. Экспериментальные работы дают оценку проницае-
86
Таблица 42
Проницаемость цементного камня (мкм1)
на цемента Новороссийского завода через 2 сут твердения
Водоцементное отношение, % Г =22 *С, р • 0,1 МПа Т=75’С, р = 10 МПа Т= 110‘С, р = 30 МПа Т= 150 "С, р = 40 МПа
40 18,3 0,0 0,15 6,12
50 22,4 0,5 2,29 44,00
60 47,2 1,33 1,4 68,30
мости цементного камня в зависимости от водоцементного отношения,
т. е. распределения воды в растворе при седиментации (табл. 42).
Это говорит о повышении количества воды в верхней части цемент-
ного раствора в горизонтальном участке ствола скважин, что приве-
дет к многократному росту проницаемости камня. Поэтому необхо-
дим контроль за водосодержанием по высоте камня, иначе тампон
превратится в канал (с проницаемостью выше пластовой).
Определяющее влияние на качество цементирования горизонталь-
ного участка скважины имеет водоотдача тампонажного раствора.
До уточнения этого показателя можно руководствоваться правилом,
что при нулевом водоотстое раствора (особенно в облегченных це-
ментно-бентонитовых составах) водоотдача не будет высокой. Кар-
динальное решение проблемы — использование тампонажных ра-
створов с нулевой водоотдачей (при перепадах давления, соответ-
ствующих условиям скважин).
4.9. РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ
РАСТВОРОВ С МИНИМАЛЬНО ВОЗМОЖНЫМИ
ВОДОСОДЕРЖАНИЕМ И ВОДООТСТОЕМ
Работа по подбору рецептур тампонажных растворов из цемента
для «холодных» скважин проводилась для условий цементирования
промежуточных колонн диаметром 245 мм и эксплуатационных го-
ризонтальных скважин Кущевского ПХГ.
Значения плотности и растекаемости Р, тампонажного раствора
после затворения, вязкости в конце программы испытания в кон-
систометре, а также свойства раствора после испытания в консис-
томере: растекаемость, седиментационное водоотделение В, время
начала t , и конца tKC схватывания от момента извлечения из
консистомера, т. е. от момента «стоп», приведены в табл. 43—46.
Как видно из таблиц, приемлемыми тампонажными растворами
для цементирования колонн в скважинах Кущевского ПХГ являют-
ся растворы 12,15,18,25,45,46,48.
87
Таблица 43
Свойства тампонажных растворов с пониженным водоотстоем
прн загущении жидкости затворения (вторая порция)
Номер раст- вора В/Ц Тилоза, % Na2CO3, % гДм3 Р,см т, у.ед Р,, см В, мм Время, ч—мин, при Г® 49 *С
1 '0,5 1,79 17 — —. —
2 0,5 0,2 —. 13 —. —. —
3 0,5 0,2 1 1,80 16 Загустевает через 2 ч 10 мин
4 0,5 0,4 —» И —
5 0,5 0,4 1 — 14 — — —. —.
6 0,55 — 19 —. —. —. —.
7 0,55 0,2 — —. 14 — —. —. — —
8 0,55 0,2 0,5 1,76 16 0 16 2 1-00 2-00
9 0,55 0,2 1 1,77 17,5 0 Загустевает через Зч
10 0,55 0,4 12 —• — —» —- —
11 0,55 0,4 0,5 1,76 14 0 15,5 2 1-20 3-00
12 0,55 0,4 1 1,77 15,5 7 15 1 1-00 2-00
13 0,55 0,6 — —. И —. —. —. —
14 0,55 0,6 0,5 —. 12,5 —. —. —. — —
15 0,55 0,6 1 1,77 14,5 0 16 0 2-30 4-00
16 0,55 0,6 1#5 1,78 16 0 15,5 0 1-00 2-00
Таблица 44
Свойства тампонажных растворов с пониженным водоотстоем
при обработке раствора пластификаторами
Номер раст- вора В/Ц ССБ, % Р.Г/СМ3 Р,СМ t, уед Рр см В, мм Время, ч—мин
17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 П< 0,1 0,2 0,3 0,4 Bi 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 :рвая по 1,79 1,79 1,79 1,79 1,79 горая по; 1,79 1,79 1,79 1,79 1,79 )ЦНЯ при 17 18 19 21 23,5 эцня при 18 19 21 23,5 25 темпер, -3. 3: ? темпер: 9 0 0 0 ггуре 37 густевае «устевае ггуре 49 Загуст 18 18 20 22 •с т через т че|)ез с евает че 10 2 4 5 ! ч 40 м 3 ч 30 м 1-00 4-30 рез 2 ч 0-30 1-30 3-30 7-00 - ин ин 2-00 7-00 10 мин 1-30 2-00 5-00 10-00
Работы по подбору рецептур тампонажных растворов из це-
мента для «горячиха скважин проводились для условий цемен-
тирования промежуточной обсадной колонны диаметром 245 мм
в скв. 27 Прибрежная. В консистометре исследовали растворы
тех рецептур, значения технологических параметров которых обес-
печивали возможность их приготовления и транспортирования в
88
Таблица 45
Свойств* тампонажных растворов с пониженным водоотстоем
прп пониженном водосодержанин
Но- мер раст- вора В/Ц ССБ, % Лнг- но- сил, % СаС1а, % гДм3 Р,см т, у.ед Рг см В, мм Время, ч—мин, при Г = 49 ‘С
С
27 0;5 —. — 1,79 17 — 8 1-45 3-10
28 0,5* 0,1 — 1,79 20 — — 8 — —
29 0,5 0,1 0,1 —, 1,79 24 0 25 9 — —
30 0,5 0,3 0,3 — 1,80 25 0 25 И 5-05 8-45
31 0,45 0,1 0,1 —. 1,83 18,5 0 24 4 — —
32 0,45 0,3 0,3 —. 1,83 22 0 25 4 3-20 5-15
33 0,45 0,3 0,3 2 1,84 23,5 0 25 3 2-05 3-50
34 0,45 0,1 0,1 1,86 17 5 21,5 0 1-10 2-35
35 0,45 0,3 0,3 — 1,86 19 2 21,5 0 1-45 2-50
Таблица 46
Свойства тампонажных растворов на У1ИЦ2-120
для высокотемпературных скважин
(Г = 110 ’С, Т = 77 *С, t = 190 мни)
Но- мер раст- вора В/Ц Ти- лоза, % Na.CO3, % ССБ, % г/см3 Р,см с, усл. ед Рр см В, мм Время, ч—мин
L
36 0,32 — — 2,20 19 0 18 10 3-10 6-00
37 0,32 — 0,2 2,20 20 0 19 13 4-20 8-00
38 0,32 0,4 2,20 22 0 20 15 5-00 9-00
39 0,32 — 0,6 2,20 22,5 0 21 18 5-30 10-00
40 0,32 — 0,8 2,19 22,5 0 21 19 6-00 12-00
41 0,32 1.0 2,18 23,0 0 22 20 6-20 12-00
42 0,3 0,8 2,24 19 5 16 1 3-00 5-00
43 0,3 1.0 2,24 20 0 17 3 3-30 5-00
44 0,26 0,8 2,28 16 10 14 0 1-00 2-10
45 0,28 — 1,0 2,28 18 5 16 0 2-00 2-50
46 0,32 0,4 — 2,20 13 — — —
47 0,32 0,4 0,3 — 2,20 15 Загустевает через 3 ч
48 0,32 0,4 0,6 — 2,20 14 Загустевает че| >ез 2,5 ч
49 0,32 0,4 1,0 2,20 13 — — — —
50 0,32 0,4 0,3 0,5 2,20 17 10 15 0 1-00 1-30
51 0,35 0,4 0,3 — 2,15 16 25 12 0 1-30 2-00
52 0,35 0,4 0,3 0,5 2,15 18 5 10 0 2-30 3-00
заданный интервал цементирования существующими техническими
средствами.
К растворам, рекомендуемым для применения, были предъявле-
ны следующие требования:
расхождения в значениях плотности при повторных затворе-
ниях должны находиться в пределах ±0,02 г/смэ;
89
время загустевания раствора должно быть более времени про-
цесса цементирования;
к моменту окончания программы исследования в консистометре
раствор должен проявлять тенденцию к загустению;
значение седиментационного водоотделения после окончания про-
граммы исследований в КЦ (после «стоп») не должно превышать 1 мм;
время начала схватывания от момента «стоп» должно быть не
более 3 ч;
растекаемость при затворении 18—20 см;
плотность раствора 1,76 — 1,86 г/см3.
Как видно из табл. 43—45 поставленным требованиям отвечают
растворы рецептур 20, 23 и 35.
Работы по подбору рецептур тампонажных растворов проводили
для условий цементирования промежуточной потайной обсадной колон-
ны диаметром 194 мм в скв. 27 Прибрежная. Для удовлетворения
требований по плотности и термостойкости тампонажного раствора
и камня был выбран тампонажный материал УШЦ2-120.
В соответствии с существующими геолого-техническими условиями
и режимом цементирования, заданным реагентом, тампонажный ра-
створ при подборе рецептуры подвергался термобарическому воз-
действию в консистометре по программе, представленной на рис. 15.
В консистометре исследовали растворы тех рецептур, значения
технологических параметров которых обеспечивали возможность их
приготовления и транспортирования в заданный интервал цементи-
рования существующими техническими средствами.
Рис. 15. Режим испытания тампонажного распора в консистометре скв. 27
Прибрежная (диаметр колонны 194 мм).
Цифры у кривой — время выдержки тампонажного раствора на разных этапах
в консистометре
90
Для получения полной информации о растворе, остающемся
в скважине, исследования рецептуры в консистометре проводили
дважды. Первый раз — по полной программе (определение воз-
можности прокачки раствора), второй — по программе до второй
остановки на 160 мин (определение свойств раствора, остающегося
в скважине).
Значения плотности р и растекаемости Pt тампонажных раство-
ров после затворения условной вязкости т в конце полной програм-
мы испытания в консистометре, а также свойства раствора после
испытаний по укороченной (160 мин) программе, растекаемость Р,
седиментационное водоотделение В, время начала Тис и конца Тке
схватывания от момента извлечения из консистометра, т. е. от мо-
мента «стоп», приведены в табл. 46.
К растворам, рекомендуемым для применения, предъявляли сле-
дующие требования:
расхождения в значениях плотности при повторных замерах
(затворениях) должны находиться в пределах ±0,02 г/см3;
время загустевания раствора должно быть более длительности
цементирования;
к моменту окончания программы исследования в консистометре
раствор должен проявлять тенденцию к загустеванию;
значение седиментационного водоотделения после окончания
программы исследования в КЦ (после «стоп») не должна превышать
1 мм;
время начала схватывания от момента «стоп» не должно превы-
шать 3 ч;
растекаемость при затворении 18—20 см;
плотность 2,18—2,25 г/см3.
Как видно, этим условиям отвечают рецептуры тампонажных ра-
створов 42 и 45.
Незначительное снижение требований по растекаемости, плотнос-
ти и срокам схватывания позволяют ввести в номенклатуру приме-
няемых рецептур растворы 44, 51 и 52.
Итак, при цементировании промежуточных и эксплуатацион-
ных колонн в горизонтальных скважинах Кущевского ПХГ для
получения седиментацийнно устойчивых растворов они должны
быть обработаны тилозой — до 0,6 % с кальцинированной со-
дой — до 4 %, или ПВС — до 0,5 %, или ССБ — до 0,2 % и хло-
ристым кальцием — до 3 %. Водосмесевое отношение растворов,
обработанных ССБ, должно быть уменьшено до 0,4 или ниже
(на основании эксперимента); при цементировании промежуточ-
ной колонны в скважинах Кущевского ПХГ для второй порции
могут быть использованы тампонажные растворы без химической
обработки.
91
В качестве растворов с наименьшим водоотстоем для условий
цементирования промежуточной потайной колонны диаметром
194 мм в скважинах Прибрежного месторождения следует приме-
нять растворы, обработанные тилозой (до 0,4 %) и кальцинирован-
ной содой (до 3 %).
Для формирования надежной экранирующей перемычки с
целью изоляции близкорасположенных разнопарных пластов
использован способ интенсивного нагрева заколонного простран-
ства с одновременным воздействием на колонну низкочастотными
колебаниями в начальный период ОЗЦ [71].
5
ИССЛЕДОВАНИЕ МОЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ
И ВЫБОР БУФЕРНОЙ ЖИДКОСТИ
Качество цементирования скважин в значительной мере опреде-
ляется степенью замещения промывочной жидкости тампонажным
раствором, зависящей от реологических параметров растворов, режи-
мов их течения, кавернозности и зенитного угла наклона ствола,
центрирования обсадной колонны и других факторов. Важная роль
при этом принадлежит буферной жидкости, предназначенной не только
для предупреждения смешивания бурового и тампонажного раство-
ров, но и для более полного вытеснения бурового раствора из зако-
лонного пространства [22, 23].
Крепление горизонтальных скважин 245-мм обсадной колонной
на Кущевском ПХГ осуществляется в сложных геолого-техничес-
ких условиях, обусловленных большими величинами зенитного угла
(до 45-50*).
Для этих условий, как показывает отечественный и зарубежный
опыт, наиболее целесообразно применение моющих буферных жид-
костей [20, 21]. При их использовании увеличиваются зоны смеше-
ния, однако достигается максимальный вытесняющий эффект [ 18].
На рис. 16 представлена схема вытеснения легкой низковязкой
буферной жидкостью бурового раствора из каверн и узких кольце-
вых зазоров наклонных участков скважин, полученная при модели-
ровании движения различающихся по плотности жидкостей в коль-
цевых каналах различной формы.
Важнейшая функция буферной жидкости в этих условиях —
смыв корки бурового раствора со стенок скважины и обсадной ко-
лонны.
Широко используемая в качестве буферной жидкости вода обла-
дает низкой моющей способностью, для ее увеличения в воду вводят
различные поверхностно-активные вещества (ПАВ).
На Кущевском ПХГ в качестве буферной жидкости использует-
ся водный раствор сульфонола, однако вопрос эффективности ее
применения недостаточно изучен. Важной составляющей настоящих
исследований являлось определение наиболее эффективных буфер-
93
a
б
Рис. 16. Схемы размещения распоров в процессе цементирования наклон*
них участков скважин:
а — вытеснение бурового раствора буферной жидкостью из каверны; 6 — заме-
щение буферной жидкости тампонажным раствором в зоне эксцентричного рас-
положения обсадной колонны; 1 — буферная жидкость; 2 — буровой раствор;
3 — обсадная колонна; 4 — тампонажный раствор
-а— 1 "-4 12 3 —О- 4 *11 5
Рис. 17. Зависимость моющей способности буферной жидкости от содержа-
ния в воде поверхиостноакгивных веществ:
1 — сульфонол; 2 — неонол; 3 — синтонол; 4 — днсолван; 5 — мылонафт;
6 — азолят А; 7 — Прогресс
ных жидкостей, содержащих ПАВ в качестве активного компонента, и
влияния степени глинонасыщения растворов на их моющие свойства.
Исследования проводили по разработанной в б. ВНИИКРнефти
экспресс-методике определения сравнительной моющей способности
буферных жидкостей. Методика основана на фиксировании умень-
шения массы глинистой пленки, сформированной на металлическом
стержне с шероховатой поверхностью, при воздействии на нее в те-
чение 10 мин растворов со скоростью потока, при которой моющая
способность воды составляет 20—22 %. Моющую способность вычис-
ляют как отношение массы смытой глинистой корки к исходной массе.
Наряду с растворами сульфонола исследовали 0,1 — 1,0%-ные ра-
створы ПАВ и технических моющих средств, применяющихся при
бурении и эксплуатации скважин [33,72,94]: неонол, синтанол, дисол-
ван, мылонафт, азолят А и «Прогресс». В табл. 47 и на рис. 17
приведены данные по моющей способности исследованных водных
растворов ПАВ.
Полученные результаты показывают, что водные растворы суль-
фонола обладают низкой моющей способностью — эффективность
их даже ниже воды без добавок ПАВ, причем уменьшается с увели-
чением концентрации сульфонола. Моющая способность остальных
исследованных добавок возрастает с увеличением концентрации в
пределах до 0,5%, превышая по эффективности воду в 1,5—3 раза.
При дальнейшем увеличении концентрации ПАВ моющая способ-
ность растворов снижается. Исключение составляет средство «Про-
гресс», моющая способность которого увеличивается до концентра-
ции 1 %. Наиболее эффективными из исследованных веществ явля-
ется неонол, синтанол и дисолван.
Известно, что моющее действие растворов ПАВ можно повысить
вводом фосфорных солей, связывающих ионы жесткости, присут-
ствующие в воде [30, 78,100]. Исследовано влияние добавок трипо-
лифосфата натрия, гексаметафосфата натрия и фосфата аммония на
моющую способность 0,5%-ных растворов ПАВ.
Таблица 47
Моющая способность водных растворов ПАВ
Наимснова- ние добавки Моющая способность (%) при концентрации водного раствора, %
0,1 0,2 0,5 1,0
Сульфонол 22 16 12 10
Неонол 24 36 50 37
Синтанол 26 30 47 32
Дисолван 29 35 40 34
Мылонафт 24 28 35 30
Азолят А 22 26 30 22
Прогресс 20 22 32 36
95
Наиболее эффективным оказалось введение гексаметафосфата
натрия (ГМФН), что объясняется как его водосмягчающим, так
и расклинивающим и разжижающим действием на глинистые час-
тицы.
В табл. 48 приведены данные исследований по моющей способности
растворов ПАВ с добавкой ГМФН для наиболее эффективных ПАВ
и сульфонола.
Результаты исследований показывают, что оптимальная величина
добавки ГМФН составляет 0,1 —0,2 %, при этом моющая способ-
ность растворов ПАВ увеличивается на 30—40 %. Однако моющая
способность раствора сульфонола остается невысокой, лишь незна-
чительно превышая моющую способность воды.
При цементировании в процессе прокачивания буферной жид-
кости через скважину в ней происходит возрастание концентрации
глинистых частиц, приводящих к снижению моющих свойств ука-
занной жидкости. В связи с этим важное значение имеет изучение
влияния глинонасыщения на моющие свойства буферной жидко-
сти. Проведенные лабораторные исследования показали, что сте-
пень глинонасыщения растворов ПАВ в большой мере влияет на
их моющую способность. При этом добавка ГМФН значительно
повышает устойчивость моющего действия растворов при увели-
чении содержания глины (табл. 49).
Таблица 48
Моющая способность 0,5%-иых водных распоров ПАВ с добавкой ГМФН
ПАВ Моющая способность растворов ПАВ (%) с добавкой ГМФН, %
0 0,05 0,1 0,2 0,4
Сульфонол 12 18 22 24 22
Неонол 50 55 65 60 40
Синтанол 47 50 62 60 38
Дисол ван 40 42 45 45 40
Таблица 49
Влияние глинонасыщения на моющую способность 0,5%-ных распоров ПАВ
ПАВ Добавка ГМФН, % Моющая способность (%) при массовом содержании глины, %
0 0,5 1,0 1,5 2,0
Неонол 0 50 22 18 14 15
0,1 65 55 50 45 40
Синтанол 0 47 20 15 15 12
0,1 62 58 55 50 42
Дисол ван 0 40 15 10 8 7
0,1 45 40 55 50 26
96
В результате проведенного комплекса лабораторных исследова-
ний при цементировании скважин на Кущевском ПХГ в качестве
буферной жидкости, обладающей высокими моющими свойствами,
рекомендуется использовать водные 0,5%-ные растворы неонола или
синтанола с добавкой 0,1 % триполифосфата натрия.
Для успешного разделения бурового и тампонажного растворов
при цементировании скважин очень важно правильно определить
объем буферной жидкости. Недостаточный объем буферной жидко-
сти может свести ожидаемый эффект от ее применения практически
к нулю. Использование завышенных объемов экономически неоп-
равданно, а в ряде случаев может привести к осложнениям при
цементировании.
Поэтому определение необходимого для успешного цементирова-
ния объема буферной жидкости следует производить исходя из сле-
дующих положений.
1. Объем моющей буферной жидкости должен обеспечить мини-
мально необходимое время ее контакта со стенками скважины.
2. Гидростатическое давление составного столба бурового рас-
твора и буферной жидкости должно создавать репрессию на пласт
не ниже устанавливаемого в соответствии с «Правилами безопасно-
сти в нефтяной и газовой промышленности» [76]. При этом высоту
столба буферной жидкости следует определять исходя из наиболее
опасного, с точки зрения возможности проявления, пласта. Если бу-
ферная жидкость после цементирования остается в скважине, доста-
точно, чтобы гидростатическое давление на пласт превышало плас-
товое на 2—3 % (плотность жидкости в зоне расположения тампо-
нажного раствора принимается в соответствие с инструкцией по
расчету обсадных колонн [46]).
БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ
В комплексе мероприятий, проводимых на Кубани и обеспечива-
ющих высокую степень вытеснения бурового раствора из затрубно-
го пространства и удаление глинистых корок со стенок скважины,
одним из основных является использование буферных жидкостей.
Вследствие отсутствия универсальных буферных жидкостей, при-
годных для широкого использования при всех условиях бурения,
в отечественной практике применяют следущие их виды: утяже-
ленные (на солевой или полимерной основе), комбинированные,
аэрированные, эрозионные, незамерзающие, жидкости с низким по-
казателем фильтрации, вязкоупругий разделитель, нефть и нефте-
продукты, растворы кислот, воду.
В практике бурения на Кубани выбор вида буферной жидкости
базируется на лабораторной проверке совместимости ее с конкрет-
97
ным буровым и тампонажным растворами. При смешении буферной
жидкости с буровым раствором не должны повышаться реологичес-
кие параметры зоны смешения, а смесь ее с тампонажным раствором
не должна характеризоваться снижением растекаемости и времени
загустевания раствора.
Для снижения интенсивности частичного смешения буферной жид-
кости с контактирующими растворами в процессе движения их в
затрубном пространстве должно выполняться условие, при котором
ее вязкость и плотность превышали бы аналогичные показатели
вытесняемой жидкости или приближались к средним значениям ука-
занных параметров разобщаемых ею жидкостей.
Повышение эффективности очистки затрубного пространства от
остатков бурового раствора достигается применением комплексных
буферных жидкостей. Первая их часть представлена жидкостью, отве-
чающей требованиям высокой степени вытеснения, вторая — жидко-
стью, обладающей высокой физико-химической активностью. Для
головной части составной буферной жидкости лучшими являются
вязкоупругие разделители.
Для предотвращения ухудшения технологических свойств некото-
рого объема буферной жидкости и тампонажного раствора вслед-
ствие их частичного смешения при течении в обсадной колонне, а
также для улучшения качества цементирования призабойной зоны
после закачки буферной жидкости следует вводить нижнюю цемен-
тировочную пробку.
При цементировании обсадных колонн в скважинах, пробурен-
ных с использованием буровых растворов на водной основе, не сле-
дует использовать в качестве буферной жидкости нефть или
нефтепродукты, так как образующаяся на ограничивающих поверх-
ностях пленка нефти повышает проницаемость контактных зон це-
ментного камня в затрубном пространстве.
Поскольку эффект от применения буферных жидкостей возрас-
тает с ростом времени их воздействия на стенки скважины, то с
увеличением объема закачиваемых жидкостей качество цементирова-
ния улучшается.
ВИДЫ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТЕХНОЛОГИЯ
ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
Буферные жидкости классифицируют по их основе: водной, неф-
тяной, полимерной или других органических соединений.
По воздействию на стенки скважины буферные жидкости под-
разделяют на абразивные и неабразивные, причем в составе первых
содержатся кварцевый песок, опока или другие абразивы, способные
разрушить глинистую корку на стенках скважины. Кроме того, буфер-
98
ные жидкости могут различаться по степени физико-химического
воздействия на глинистую корку и застойные зоны глинистого ра-
створа (в результате добавок кислот, щелочей, растворов ПАВ), по
плотности и устойчивости к температурному воздействию.
Ниже приведены краткие сведения о некоторых видах буферных
жидкостей, широко используемых на Кубани.
Вода. В качестве буферной жидкости при цементировании обсад-
ных колонн в скважинах, пробуренных в устойчивых породах, широ-
ко используют воду. Она обладает сравнительно хорошими вымы-
вающими свойствами по отношению к цементным и буровым ра-
створам.
Перед закачкой в скважину в ряде случаев в воде растворяют
ПАВ (сульфонол, дисолван, НЧК и т. д.), которые улучшают смыва-
ние остатков буровых растворов со стенок скважины.
При использовании утяжеленных буровых растворов в качестве
буферной жидкости воду применять нецелесообразно во избежание
выпадения утяжелителя из буровых растворов в осадок в зоне их
контакта с водой.
Высоту столба закачиваемой буферной воды выбирают макси-
мально возможной для конкретных геолого-технических условий.
Утяжеленные буферные жидкости на основе водных растворов
некоторых солей или на полимерной основе применяют в условиях,
когда в геологическом разрезе скважин встречаются соляные купо-
ла и хемогенные отложения, осложненные интервалы в виде осыпей
и обвалов пород, зоны с аномально высокими пластовыми давле-
ниями (АВПД) и применение больших объемов легких жидкостей
связано с опасностью возникновения осложнений.
Буферные жидкости на основе водных растворов NaCl, СаСЦ и
других солей характеризуются относительно высокими плотностями
(по сравнению с водой), которые изменяются в широком диапазоне.
Плотность буферных жидкостей на основе водных растворов, г/см3,
не более следующих величин.
NaCI...............1,2
CaCL..............1,4
ZnCl,............1,57
FeCl,............1,55
Fej(SO4),........1,61
Для предотвращения отрицательного воздействия растворов со-
лей на свойства контактирующих с ними буровых и тампонажных
растворов перед ними и после них закачивают небольшие порции
пресной воды объемом, составляющим примерно десятую долю объема
буферной жидкости.
Для разделения бурового и тампонажного растворов повышен-
ной плотности при цементировании используют утяжеленные бу-
99
ферные жидкости на полимерной основе, которые рекомендуются
для температурных условий в скважине до 200 ’С. Если буровой
раствор содержит кальциевые соли с концентрацией более 0,3 %, то
применение такой буферной жидкости исключается.
Утяжеленная буферная жидкость состоит из гипана, барита и воды.
Для получения буферной жидкости плотностью 1,7 —2,4 г/см3
компоненты используют в следующем соотношении (по массо-
вой доле): 4—8 частей 10%-ного гипана, 1—4 части воды на
10—20 частей барита. Стабильность систем как при нормальных, так
и при высоких температурах обеспечивается определенным соотно-
шением гипана и воды. Например, для получения буферной жидко-
сти плотностью 1,9 — 2,15 г/см3 соотношение 10%-ного раство-
ра гидролизованного полиакрилонитрила и воды должно составлять
6:1, а количество барита будет зависеть от его плотности и влажно-
сти. Для предупреждения чрезмерного повышения вязкости бу-
ферной жидкости при увеличении ее плотности отношение полиак-
рилонитрила к воде изменяют в сторону снижения, а при уменьше-
нии — наоборот.
Растворы кислот. Растворы кислот предназначены для удале-
ния фильтрационной корки, остатков бурового раствора со стенок
скважины и рекомендуются к применению при цементировании сква-
жин, к изоляции которых предъявляются повышенные требования.
Они представляют собой 8 — 15%-ный раствор соляной кислоты или
водный раствор сульфаминовой кислоты 20%-ной концентрации.
Объем буферной жидкости для разрушения фильтрационной корки
должен быть равен объему кольцевого пространства скважины в
интервале продуктивного пласта.
При применении растворов кислот в качестве буферных жидкос-
тей соблюдается следующий порядок работ:
1) закачивают вязкоупругий разделитель объемом, соответствую-
щим объему 6 —10 м высоты затрубного пространства;
2) закачивают и продавливают раствор кислоты в интервал про-
дуктивного пласта;
3) в течение 15 — 30 мин раствор кислоты оставляют в покое для
обеспечения реакции с карбонатами фильтрационной корки;
4) закачивают и продавливают цементный раствор по обычной
технологии.
В качестве тампонажного материала в этом случае рекомендует-
ся применять пластифицированные цементные или гельцементные
растворы с пониженным показателем фильтрации.
. Эрозионная буферная жидкость. Применение водопесчаных эро-
зионных буферных жидкостей целесообразно при цементировании
скважин, стволы которых имеют большие каверны и стенки сложены
глинистыми породами.
too
При добавлении в воду до 400 кг кварцевого песка на 1 м3
турбулизуется поток при низких скоростях закачки продавочной
жидкости, и он становится абразивным для глинистой корки.
Стабилизация буферной жидкости достигается добавкой в нее
КМЦ и цемента. Дозировку их подбирают лабораторным анализом
по скорости оседания частиц в исследуемой суспензии.
Эрозионные буферные жидкости готовят с помощью цементо-
смесительных машин, воронки-смесителя или непосредственно в при-
емном чане. При первом способе приготовления водопесчаной смеси
песок загружают механически, а при двух последующих — вруч-
ную. Твердую фазу дозируют подбором режимов работы цементо-
смесительной машины и цементировочного агрегата или специаль-
ным дозирующим устройством.
Буфернаяжидкость с низким показателем фильтрации. Такую
жидкость целесообразно использовать при цементировании обсад-
ных колонн на месторождениях с низкими пластовыми давлениями
при наличии в разрезе поглощающих пластов или пропластков, склон-
ных к осыпям и обвалам при воздействии на них воды. Особенно
нежелательно попадание воды из буферной жидкости в продуктив-
ные горизонты, поскольку это снижает их коллекторские свойства,
особенно при горизонтальном бурении.
При испытаниях буферной жидкости, показатель фильтрации ко-
торой соизмерим с показателем фильтрации бурового раствора, под-
тверждена ее эффективность, получена более полная очистка зат-
рубного пространства, улучшена адгезия цементного камня с обсад-
ной колонной.
Буферная жидкость с низким показателем фильтрации состоит
из технической воды, обработанной 1,5—2 % карбофена и 3—5 %
кальцинированной воды, и имеет по прибору В М-6 показатель
фильтрации 6—30 см3/30 мин. Предварительно растворенная сода
облегчает растворение карбофена. Для соленосных разрезов после
растворения карбофена воду эасолоняют до насыщения с доведе-
нием ее плотности до 1,1 — 1,2 г/см3.
В качестве стабилизатора применяют высокомолекулярные сое-
динения (КМЦ, гипан, метас, полиакриламид, крахмал и другие реа-
генты), используемые для регулирования показателя фильтрации
буровых растворов. Кальцинированную соду вводят для регули-
рования сроков схватывания цементного раствора и предотвраще-
ния загущающего действия реагента-стабилизатора.
Вязкоупругий разделитель представляет собой трехкомпонент-
ную гелеообразную смесь плотностью 1 г/см3. Он состоит'из сле-
дующих компонентов: водного раствора поликриламида 0,5%-ной
концентрации по сухому продукту водного раствора гексарезор-
циновой смолы 2%-ной концентрации по твердому продукту (сухой
tot
100 %), технического формалина 37—40%-ной концентрации по
формальдегиду.
Объем вязкоупругого разделителя определяют из расчета обес-
печения столба в кольцевом пространстве высотой 20—25 м.
Вязкоупругий разделитель приготовляют в следующем порядке.
1. Из твердого полиакриламида готовят 0,5%-ный водный рас-
твор, для чего в мешалку заливают 890 — 895 л воды (для лучшего
растворения полиакриламида, подогретой до 50 — 60 *С), в которую
вводят 59 — 60 кг товарного полиакриламида и перемешивают до
полного растворения. Раствор полиакриламида можно приготовлять
также созданием циркуляции насосом цементировочного агрегата по
схеме емкость — насос — емкость.
2. Готовят 2%-ный раствор гексарезорциновой смолы, для чего
1,9—2 кг сухой смолы растворяют в 85 — 90 л воды; после этого
раствор перекачивают в специальную емкость для последующей до-
бавки его в раствор полиакриламида.
3. В специальную емкость с краном заливают 18 л технического
формалина 37 — 40%-ной концентрации.
4. После подготовки исходных компонентов раствор полиакрила-
мида вводят в перемешивающийся насосом раствор гексарезорцино-
вой смолы, а затем технический формалин. Полученный состав
перемешивают в течение 1 ч.
5. Полученную смесь перекачивают в отдельную емкость и ос-
тавляют в ней в течение суток для обеспечения условий более глу-
бокого протекания реакции между компонентами с целью получения
необходимой кондиции вязкоупругого гель-разделителя.
Вязкоупругий разделитель может быть приготовлен заблаговре-
менно, поскольку при длительном хранении в закрытых металличес-
ких емкостях он не теряет своих свойств.
Технология цементирования скважины приведена ниже.
1. Требуемый объем вязкоупругого разделителя закачивают в
обсадную колонну с помощью бурового насоса или бурового агре-
гата перед подачей цементного раствора; дальнейший процесс
цементирования скважины ведется без изменения существующей тех-
нологии.
2. Для обеспечения вытеснения бурового раствора из сужений и
расширений ствола скважины и заполнения их цементным раствором
скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не должна
превышать 0,5—0,7 м/с; при наличии в разрезе зон поглощения
скорость прокачки может быть снижена.
. Комбинированная буферная жидкость на основе раствора с
тампонирующими свойствами (РТС) содержит 6—10%-ный вод-
ный раствор сернокислого алюминия A12(SO4)3, а при отсутствии
последнего — техническую воду и РТС.
102
Ниже приведены рекомендуемые объемы раствора сернокисло-
го алюминия — коркоудаляющего агента. Количество технической
воды при отсутствии раствора A12(SO4)3 принимается равным
не менее 5 м3.
Номинальный диаметр, мм:
обсадной колонны............. 146
скважины.................. 190
Объем раствора А1,(8О4)3, м3 ... 10 — 12
168 146
214 214
10-12 15-16
РТС характеризуется способностью к формированию на прони-
цаемых стенках скважины тонких, затвердевающих и прочных корок
с высокими адгезионными свойствами.
Составы и основные параметры раствора с тампонирующими свой-
ствами могут быть следующими.
Номер состава................................ I II
Масса компонентов, кг:
цемент...................................... 400 400
глинопорошок............................. 100 200
вода..................................... 1000 1000
КМЦ......................................10,0 7,5
кальцинированная сода..................... 20 20
Плотность, г/см3............................1,28 1,30
Вязкость но СПВ-5, с......................... 22 27
Показатель фильтрации по ВМ-6, см3/30 мин.. 14 12
Ниже приведены объемы РТС.
Высота подъема тампонажного раствора от баш-
мака колонны, м................................<500
Объем РТС, и3, при длине колонн, м:
<1300 ........................................... 4
1300 - 2000 ................................. 7
500-1000 >1000
5 5
8 9-12
Водные растворы сернокислого алюминия и реагентов для РТС
готовят с помощью цементировочных агрегатов в период подготови-
тельных работ к цементированию колонны и закачивают последова-
тельно.
Для приготовления РТС в условиях буровой используют два
цементосмесительных агрегата. Мерные емкости первого агрегата
заполняют растворами КМЦ и кальцинированной воды, второго —
буровым раствором плотностью 1,2 г/см3. В процессе приготовле-
ния РТС с помощью первого агрегата водными растворами КМЦ и
кальцинированной соды затворяют тампонажный портландцемент
и закачивают в скважину получаемую цементную суспензию плот-
ностью 1,4 — 1,42 г/см3, а с помощью второго агрегата — буровой
раствор при соблюдении равенства расходов этого раствора и жид-
кости для затворения цемента.
Нефть и нефтепродукты в качестве буферной жидкости реко-
мендуется использовать лишь в тех случаях, когда бурят с промыв-
кой нефтеэмульсионными буровыми растворами или ствол скважи-
103
ны цементируют с применением нефтеэмульсионных тампонажных
растворов. Использование буферных жидкостей на нефтяной осно-
ве (нефть, дизельное топливо) способствует улучшению условий тур-
булизации в области смешения их с буровым раствором.
Количество требуемый нефтепродуктов определяют из условия
возможного их смешения с контактирующими жидкостями по
предварительно выполненной рецептуре.
Объем буферной жидкости Убж (м3), требуемый для обеспече-
ния необходимого времени контакта, можно определить как произ-
ведение площади кольцевого пространства (м2), скорости восхо-
дящего потока w (м/с) и времени контакта t (мин):
У6ж = WS'Wt. (36)
Высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве
при этом составит
(37)
Зарубежными и отечественными исследователями (Петерсон,
Брайс, Холмс, Кларк, Р. Ф. Уханов и др.) установлено, что мини-
мально необходимое время контакта буферной жидкости, движу-
щейся со скоростью не менее 1 м/с, должно составлять 7 — 8 мин
[23,64,68,99].
Исходя из этого условия минимальный объем буферной жидкос-
ти при цементировании колонны диаметром 245 мм, спускаемой в
ствол диаметром 295,3 мм с кавернозностыо 1,10 должен составлять
/6ж = 60 0,785 (1,10- 0,29532 - 0.2452) 1 • 7 = 12 м3.
Высота столба буферной жидкости
12
в* 0,785 (1,10 • 0,29532 - 0.2452)
Так как пластовое давление в интервале спуска промежуточной
колонны не превышает гидростатического, ограничения по макси-
мально допустимой высоте столба буферной жидкости можно не
принимать во внимание.
6
ТЕХНОЛОГИЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
ЗАКОЛОННЫХ КАНАЛООБРАЗОВАНИЙ
И ПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ
СКВАЖИН
Известно [21], что гидростатическое давление цементного рас-
твора к началу его схватывания снижается до атмосферного, и даже
отмечается некоторый вакуум, что способствует засасыванию жидкос-
ти или газа из окружающей среды (глинистого раствора и корки);
цементный камень, через который в процессе твердения фильтро-
вался какой-либо флюид, после затвердевания может иметь высо-
кую пористость и проницаемость, кратно превышающую величины,
получаемые при принятых условиях формирования и испытания
цементных образцов. При этом были обнаружены сформировавшие-
ся каналы-свищи.
Явление образования в цементном камне проводящих каналов
может быть предупреждено обеспечением быстрого затвердения ра-
створа и созданием в столбе цементного раствора до начала его
схватывания перемычки из затвердевшего непроницаемого цемент-
ного камня.
В табл. 50 приведены данные о сроках схватывания тампонаж-
ных растворов, применяемых для цементирования скважин на Ку-
щевском ПХГ.
Из таблицы видно, что при повышении температуры от 40 *С
(динамическая в скважине) до 80 *С сроки начала схватывания
цементных растворов сокращаются более чем на 2 часа, причем если
в скважине через 1 — 1,5 ч после окончания цементирования колон-
ны произвести локальное повышение температуры на 40 ’С, то в
этом интервале произойдет схватывание цементного раствора, а в
остальной части раствор будет находиться в жидком состоянии.
Если формирование такой перемычки произвести в интервале
непроницаемых пород, что исключает приток пластовых флюидов,
то цементный камень в этой перемычке будет практически непрони-
цаем для пластовых флюидов.
10S
юолица 50
Сроки схватывания тампонажных растворов при давлении 15 МПа
Состав В/Ц Плот- ность, г/см3 Темпера- тура, *С Сроки схватывания, ч—мин
Начало Конец
ПЦТ-П-50(100 %) 0,48 1,84 20 40 60 80 7-00 3-20 2-00 1-10 9-30 4-00 2-30 1-30
П ЦТ-11-50 (75 %) Зола(25 %) 0,47 1,80 20 40 60 80 7-20 4-00 2-30 1-20 8-50 4-50 3-00 1-40
ПЦТ-11-5О(5О%) Зола(50 %) 0,45 1,78 20 40 60 80 9-20 4-30 3-00 1-50 11-40 6-10 4-00 2-20
Исходя из изложенного выше специалистами ООО чКубаньгаз-
пром» совместно с автором был разработан метод создания непрони-
цаемой перемычки посредством локального термобарического воздей-
ствия на тампонажный раствор во время ОЗЦ, что обеспечивалось
сжиганием в скважине порохового заряда.
Исследование характера изменения давления и температуры про-
изводилось в обсадной колонне 168 х 12 мм, заполненной водой.
Глубина ТБВ - 1280 м, заряд — АДС-200, максимальная темпера-
тура при горении в воздухе - 2557 *С, диаметр заряда — 70 мм,
длина - 2,3 м, масса — 18 кг. Заряд в колонне центрировался коль-
цами диаметром 100 мм. Выше заряда вплотную с ним, но на рассто-
янии 50 мм от стенки колонны, был установлен максимальный ртут-
ный термометр. После сжигания заряда была зафиксирована макси-
мальная температура 265 *С.
Изменение давления в скважине на глубине 1000 м представлено
на рис. 18.
Из графика видно, что длительность процесса сгорания составля-
ла 5—6 с, величина импульсов давления не превышала ±10 % от
гидростатического давления столба жидкости в скважине.
Характер изменения температуры в обсадной колонне после ТБВ
представлен на рис. 19. Из графиков видно, что через 1,5 ч после
ТБВ температура в зоне воздействия превышает исходную пример-
но на 40 ’С, а через 5 —7 ч практически сравнивается с ней.
Также произведен расчет максимальных температур в обсадной
лонне при ТБВ, при этом приняты следующие допущения.
1. При сгорании порохового заряда выделяющееся количество теп-
лоты полностью аккумулируется жидкостью, заполняющей обсадную
колонну в интервале ТБВ; процесс завершается в течение 10—20 с.
106
Рис. 18. Изменение давления в обсадной колонне, заполненной водой, при
термобарическом воздействии в скважине Кущевского ПХГ.
Пунктиром обозначено гидростатическое давление
(38)
2. За интервал ТБВ принят участок обсадной колонны, соответ-
ствующий объему газов сгорания.
Объем газов сгорания определяется по формуле
(273+ М)0,1
' />(273 + 20)’
где тз — масса порохового заряда; Уо — объем газов в атмосфер-
ных условиях при сгорании 1 кг заряда; для порохового заряда
Vo = 0,85 м3/кг [43]; Д£ — локальное повышение температуры
в скважине, *С; р — гидростатическое давление в обсадной колонне
на глубине ТБВ, МПа.
Длина интервала ТБВ
Ттвв - VJS..
где 5, — площадь внутреннего сечения обсадной колонны.
Количество теплоты, выделяемое при сгорании заряда
2 = <7т»»,.
(39)
(40)
где </т — количество теплоты, выделяемое при сгорании 1 кг заряда,
для порохового заряда <?т = 4600 кДж/кг [43].
Повышение температуры в интервале ТВБ
д( = -2-
сжт.
где сж и т — соответственно теплоемкость и масса жидкости
в интервале ТБВ, для воды с = 4,19 кДж/(кг- ’С);
шж — Vr рж,
рж — плотность жидкости.
(41)
107
б
Рис. 19. Изменение температуры в обсадной колонне после ТВБ:
а: 1 — через 1 ч 40 мин; 2 — через 1 ч; о: 1,2 — глубина соответственно 1240 и 1280 м
Таблица 51
Расчетные значения максимальной температуры
в обсадной колонне при ТБВ
Показатель Масса заряда, кг
18 46
Объем газов сгорания в скважине, м1 Количество теплоты при сгорании, кДж Повышение температуры, *С Максимальная температура, *С Длина интервала ТБВ, м, в колонне диаметром 168 мм 245 мм 0,174 82962 114 160 10,1 4,4 0,444 212014 114 160 25,8 11,2
Максимальная температура в обсадной колонне в интервале ТБВ
7 = 7^+At, (42)
где — пластовая температура.
Результаты расчетов максимальной температуры при проведе-
нии ТБВ в обсадной колонне, заполненной водой, на глубине 1280 м
при = 46 *С, представлены в табл. 51.
Расчеты показали:
при прочих равных условиях максимальная температура в об-
садной колонне при ТБВ не зависит от массы сжигаемого заряда, а
определяется глубиной проведения ТБВ, от массы заряда зависит
длина интервала ТБВ;
при проведении ТБВ в обсадной колонне, заполненной водой, на
глубине 1280 м максимальная температура составляет около 160 ’С,
что согласуется с графиком на рис. 19.
Оценку максимального повышения температуры цементного
раствора в затрубном пространстве предлагается производить по
формуле
ситц ’
(43)
где сц и ти — соответственно теплоемкость и масса цементного
раствора в интервале ТБВ, сц = 3,35 кДж/(кг ’С).
Расчеты показывают, что при ТБВ на глубине 1280 м с примене-
нием порохового заряда массой 46 кг в 245-мм обсадной колонне,
зацементированной раствором плотностью 1,82 г/см3 в скважине
диаметром 0,3 м, при длине интервала ТБВ 11,2 м, максимальное
повышение температуры цементного раствора составит 66 *С, а ее
величина достигает 112 ’С.
Это повышение температуры не может оказать отрицательно-
го воздействия на цементный раствор и камень по следующим при-
чинам.
109
1. При гидростатическом давлении 12,8 МПа температура
насыщенного пара составляет 330 *С [82], т. е. парообразование
в колонне, а тем более в затрубном пространстве происходить
не будет.
2. Повышение температуры кратковременно (не более 1 ч со-
гласно рис. 19), что недостаточно для деструкции цементного камня.
Однако такого кратковременного повышения температуры впол-
не достаточно, чтобы цементный раствор в этой зоне схватился в
течение 0,5—1,0 ч, в то время как в остальной части он будет
находиться в жидком состоянии.
Метод был применен более чем в 100 скважинах Кущевского
ПХГ, при этом не отмечалось ни одного случая перетока пластовых
флюидов и нарушения целостности обсадной колонны. Метод обес-
печивал герметичность зацементированного затрубного пространст-
ва при градиентах перепада давления между соседними пластами
до 3,4 МПа/м.
Применительно к условиям Кущевского ПХГ для надежного ра-
зобщения пластов достаточно создания перемычки, длиной 4—7 м.
Однако при этом необходимо отметить, что положительный эффект
от ТБВ может быть получен только в случаях применения седимен-
тационного устойчивого тампонажного раствора и качественного
вытеснения им из затрубного пространства бурового раствора и
шлама.
ТБВ рекомендуется проводить в обсадной колонне, заполненной
водой, через 1 — 1,5 ч после окончания цементирования.
АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ТБВ
1. Выбор глубины Ни длины L интервала ТБВ.
2. Расчет объема газов сгорания в условиях скважины:
V, = (n/4)d’L,
где dt — внутренний диаметр колонны.
3. Расчет гидростатического давления (МПа) на глубине ТБВ
р = 0,01Нрж,
где р — плотность жидкости в колонне.
4. Расчет массы порохового заряда
m,=10Vrp/V0,
где Уо = 0,85 mVkt.
Метод термобарического воздействия на отдельные интервалы
цементного раствора во время его твердения и набора прочности
(метод ТБВ) с целью создания герметичного заколонного простран-
ства используется при строительстве Кущевского ПХГ с 1992 г.
110
За это время закончено строительство с использованием дан-
ного метода более 100 скважин, в том числе более 70 вертикаль-
ных.
Башмак эксплуатационной (нагнетательной, наблюдательной) ко-
лонны устанавливается в водонасыщенном горизонте, имеющим
гидростатическое давление. Мощность глинистого пропластка меж-
ду водяным горизонтом, расположенным над ним, и эксплуатацион-
ным объектом в среднем составляет 2—4 м, а градиент перепада
давления между ними, в зависимости от состояния залежи (отбор —
закачка) составляет 2,0—3,5 МПа/м. Однако на основании анали-
за качества цементирования эксплуатационных колонн в скважинах
Кущевского ПХГ, выполненного ООО < Кубань газ геофизика» по
результатам ГИС, в этих неблагоприятных для крепления скважины
условиях при использовании метода ТБВ случаи прорыва воды в
газовый горизонт не отмечались [2,68].
Контроль ускорения схватывания цементного раствора в результате
ТБВ осуществлялся временными термозамерами абсолютной темпе-
ратуры и градиента ДТ/ДЯ. Оценка проводилась по коэффициенту
некачественного цементирования интервалов эксплуатационной
колонны. По рассматриваемой технологии однозначно отмечены
ускорение процесса схватывания цементного раствора и повышение
качества цементирования (при вытесненном буровом растворе
цементным).
Оценка качества цементирования покрышки эксплуатационного
объекта на Кущевском ПХГ с применением ТБВ в сопоставлении с
такими же скважинами на Краснодарском ПХГ (без ТБВ) показала,
что хорошее цементирование первых определено в 68 % случаев,
плохое — в 12 %. Без ТБВ — соответственно 52 и 28 %. При этом
отсутствие контакта здесь было зафиксировано в 13 скважинах, а на
Кущевском ПХГ — в 1 скважине.
Оценка качества цементирования, произведенная через несколько
лет, подтвердила наличие контакта колонна — порода, т. е. времен-
ных ухудшений герметичности кольца в обработанных интервалах
не наблюдалось- Это еще раз подтверждает высокую эффектив-
ность применения ТБВ при цементировании эксплуатационных ко-
лонн в условиях, казалось бы, неизбежных перетоков.
В целях дальнейшего совершенствования метода ТБВ представ-
ляет интерес исследование динамики изменения температуры в попе-
речном сечении кольцевого пространства.
Прогрев тампонажного раствора в затрубном пространстве с по-
мощью порохового генератора в обсадной колонне представляет со-
бой нестационарную задачу теплопроводности, которую с достаточ-
ным для инженерных расчетов приближением можно сформулиро-
вать следующим образом.
111
В цилиндрической вертикальной горной выработке, находящей-
ся в тепловом равновесии при температуре То, стенки которой
представлены двухслойной оболочкой из стали и тампонажного
раствора, на длине L вдоль от оси почти мгновенно выделяется
количество теплоты Qo. Необходимо определить изменение тем-
пературы оболочки во времени t в зависимости от расстояния до
оси г.
С достаточной точностью ответ на поставленный вопрос можно
получить с помощью фундаментального решения уравнения тепло-
проводности [1] для плоскорадиального случая, которое может
быть записано в следующем виде:
О ( г2
ДГ = Г-Л =-^-ехр, <44)
4яЛл,£ 4х^
где ДТ — изменение температуры относительно равновесной; Л —
интервал воздействия порохового заряда, внутри которого можно
пренебречь концевыми эффектами и переносом теплоты вдоль оси;
X, % — коэффициенты теплопроводности и температуропроводности
оболочки.
Входящие в (44) величины могут быть определены по следую-
щим формулам:
x(d2 -Dt2J
У СКВ т,ви/ *
^-(d2 -D2.H)+b±.(o2 -О2„)
\ т.н ' ежа т-н'
Л = (5 + 10)£,
(45)
(46)
(47)
где Dca — диаметр скважины; DT1), DTM1 — диаметр трубы соот-
ветственно наружный и внутренний; X, Хет, А,цр — коэффи-
циенты теплопроводности оболочки, стали и цементного раствора;
X. Хе,» Хцр — коэффициенты температуропроводности оболочки ста-
ли и цементного раствора.
Используя данные [71], в табл. 52 и на рис. 19 приводятся
результаты расчетов по формулам (44) —(47), в которых приня-
то: Х=45,34-10"3кДж/(м-’С ч); Хст=87,09- 10‘5кДж/(м‘Сч);
112
Таблица 52
Результаты расчетов
г, мм ДТ, 'С, при t, ч ДТ/t, соот- ветствующее максимальной температуре
0,1 0,2 0,5 1,0 1.5 2,0 4,0 8,0 15,0 24,0
74,0 0,0 3,6 43,6 68,1 66,3 60,1 40,0 23,0 13,1 8,4 69/1,14
84,0 0,0 0,7 22,6 49,0 53,3 51,0 36,8 22,1 12,8 8,3 54/1,47
88,0 0,0 0,3 17,0 42,5 48,4 47,5 35,5 21,7 12,7 8,3 49/1,61
92,0 0,0 0,2 12,6 36,6 43,8 44,1 34,2 21,3 12,6 8.2 41/1,76
96,0 0,0 0,1 9,2 31,3 39,5 40,8 32,9 20,9 12,5 8,2 41/1,92
100,0 0,0 0,0 6,6 26,6 35,4 37,6 31,6 20,5 12,3 8,1 38/2,08
107,5 0,0 0,0 3,5 19,2 28,6 32,0 29,1 19,7 9,4 1 12,1 8,0 33/2,40
200* 0,0 0,0 0,0 0,1 0,6 1,7 6,6 8,1 6,3 9/8,32
* Принято, что горные породы имеют близкие к цементному раствору X и х-
X =5790 • 10'5 кДж/(м • *С ч); %= 10 • КГ6 м2/ч; х=3,34 • 10~7 м2/ч;
у11 ₽= 3 10"7 м2/ч; D = 215 мм; D_= 148 мм; D = 168 мм;
L = 1,5 м; Л= 10 м; Qo = 83736 кДж.
Обратим внимание, что на графике (рис. 20) и в выделенной
в табл. 52 области в интервале 1,0—4 ч температура тампонаж-
ного раствора находится в пределах и превышает равновесную
на 30—50 "С.
Приведенные результаты показывают, что полученные расп-
ределения температуры во времени по сечению выработки мо-
гут быть использованы для оценочных расчетов по твердению
тампонажного раствора при тепловом воздействии порохового
заряда. Так, при равновесной температуре 50—60 ’С активный
набор прочности химически необработанного тампонажного ра-
створа — камня начинается через 5 —7 ч, метод ТБВ повышает
температуру до 80—100 *С; цементный раствор затвердевает в
камень в новых условиях за 50 —70 мин, а активное его тверде-
ние заканчивается через 2—3 ч, причем равномерно в радиальном
направлении.
Кроме того, устраняется возможное непоследовательное тверде-
ние камня по высоте заколонного пространства — это уже не опас-
но, так как создается экран (перемычка), непроницаемая для зако-
лонного движения флюидов.
Многочисленные данные фактических временных замеров
температур, произведенных внутри обсадных колонн, хорошо корре-
лируются с расчетными данными по предлагаемой схеме. Получен-
ная расчетная схема позволяет:
113
при известном количестве выделяющейся теплоты Qo в интерва-
ле h подобрать компонентный состав тампонажного раствора и его
рецептуру для обеспечения схватывания в заданный промежуток
времени V,
для известного по составу и рецептуре тампонажного раство-
ра определить необходимое количество теплоты с целью обеспе-
чить заданное повышение температуры ДТ в течение необходимого
времени V,
по расчетным значениям Qo для конкретных условий выбрать
тип порохового генератора и его конструкцию или кратность ис-
пользования термобарического воздействия.
7
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ
ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Промысловые данные свидетельствуют, что наличие загустев-
ших масс раствора и шлама в затрубном пространстве фильтра
значительно снижает дебиты скважин как при их освоении, так и
эксплуатации.
Для предупреждения этого явления разработана технология, вклю-
чающая следующие операции:
очистку ствола от шлама перед спуском фильтра (технология
очистки, наклонного и горизонтального участков ствола от шлама
представлена выше);
спуск фильтра отдельной секцией с размещенной в ней колонной
труб. Колонна извлекается из скважины после замещения в затруб-
ном пространстве фильтра бурового раствора и шлама на жидкость
заканчивания. На время спуска щели фильтра герметизируются би-
тумом МБК-Г-65 (ГОСТ 9548-74);
оснащение фильтра специальным башмачным устройством (спе-
циальной компоновкой низа эксплуатационной колонны в горизон-
тальных скважинах;
центрирование фильтра в скважине исходя из условия вос-
становления циркуляции бурового раствора в кольцевом простран-
стве без образования застойных зон;
применение в качестве жидкости заканчивания гидрофобно-эмуль-
сионных растворов с заданным сроком стабильности (п. 7.3).
7.1. КОМПОНОВКА НИЗА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ
КОЛОННЫ ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Для предупреждения посадок и остановок фильтра при спуске в
скважину автором, совместно с сотрудниками НТЦ ООО «Кубань-
газпром», было разработано башмачное устройство (рис. 21), жест-
кость которого в 2 раза меньше жесткости фильтра, длина консоль-
116
ной части — 3,5 м, а пролета между сферическим центратором и
фильтром — 15 м.
В вертикальном стволе центральная линия устройства совпадает
с осью фильтра; в наклонном — происходит прогиб устройства
в пролете, вследствие чего консольная часть отклоняется в сторону
верхней стенки. Отклонение увеличивается с ростом зенитного
угла и достигает максимума в горизонтальном стволе, при этом
конец центральной линии консоли будет находиться на расстоянии
105 — 110 мм от нижней стенки скважины.
7.2. ЦЕНТРИРОВАНИЕ ФИЛЬТРА
В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ УЧАСТКЕ СКВАЖИНЫ
Сведения о скважине в зоне фильтра, о фильтре, а также ре-
зультаты расчета расстояний между центраторами исходя из условий
восстановления циркуляции вязкопластичной жидкости в затрубном
пространстве без застойных зон приведены в табл. 53, продольных
нагрузок — в табл. 54, а результаты расчетов поперечных нагрузок
в случае применения жестких центраторов — в табл. 55.
Анализируя данные, приведенные в таблицах, можно сделать сле-
дующие выводы:
при увеличении зенитного угла горизонтального участка от
90’ до 105* силы сопротивления могут увеличиться от 2,36 до
20,59 кН;
расстояние между центраторами не должно превышать 7 м
в первом пролете и 9,6 м в остальных;
установка пружинных центраторов в интервале набора кривизны
нецелесообразна из-за больших поперечных сил, величина которых
117
Таблица 53
Расстояния между пружинными центраторами для 168-мм фильтра
в горизонтальной скважине Кущевского ПХГ
Интервал глубин, м Длина интерва- ла L„, м Радиус искрив- ления, м Средний зенитный угол, градус Расстояние между центраторами, м
по (Л подо принятое
Зенитный угол «горизонтального участка» 90*
1650-1643 7 м 90 7,0 9,6 7,0
1643-1479 164 м 90 9,7 9,6 9,6
1479-1408 71 90 68 — — —
1408-1370 38 О» 45 9,7 10,3 9,7
Зенитный угол «горизонтального участка» 105*
1650-1643 7 м 105 7,0 9,9 7,0
1643-1503 140 105 9,8 9,9 9,8
1503-1479 24 90 98 — — —-
1479-1408 71 90 68 — — —
1408-1370 38 м 45 9,7 юз 9,7
Примечание. Диаметр ствола 0,22 м, допустимый прогиб [Л » 0,003 м, жест-
кость 2091,89 кН м2, вес 1 м фильтра в буровом растворе q = 0,366 кН м, допус-
тимая нагрузка на центратор 3,50 кН, коэффициент трения = 0,035.
Таблица 54
Продольные нагрузки на 168-мм фильтр в горизонтальной скважине
Кущевского ПХГ
Продольная нагрузка, кН 2 Число
Интервал глубин, м Р , кН за интервал общая 1± N цент-
Л N. + F. + F„ Ф ф wp рато- ров
1650-1643 1643-1479 1479-1408 1408-1370 1650-1643 1643-1503 1503-1479 1479-1408 1408-1370 3t 420,92 223,85 223,85 Зе 420,92 214,81 223,85 !НИТНЫ +9,73 +9,83 нитный -0,66 -13,26 -1,22 +9,73 +9,83 1угол « -0,09 -2,10 -034 -034 угол «I -0,09 -1,73 -озо -0,84 -0,34 горизог -18,55 ТфИЗОН -3,16 -18,55 стального уч, -0,09 -2,10 -9,66 +9,49 сального уча 0,75 -14,99 -4,68 -9,66 +9,49 астка» 9 -0,09 9 -11,85 -2,36 стка» 10 -0,75 -15,74 -20,42 -30,08 -20,59 )* 1,0000 1,0000 5* 1,0000 0,9946 1,0 17,1 3,9 1,0 14,3 3,9
определяется диаметром муфт фильтра и более чем в 15 раз превы-
шает допустимую нагрузку на центратор;
' увеличение диаметра жесткого центратора от 0,186 до 0,216 м,
обусловливает рост поперечной силы от 54,2 до 68,0 кН (т. е. на
13,8 кН), а также сил трения и скреперования.
118
Таблица 55
Поперечные силы, действующие на 168-мм фильтр искривленном участке
ствола горизонтальной скважины Кущевского ПХГ при оснастке его
жесткими центраторами
Диаметр, м Зазор a,=d-4 м Радиус кривиз- ны Rc, м Длина дуги, м Стрел- ка h дуги, м Прогиб ЛЛ-д,. м Жест- кость U кН м2 Попе- речная сила Р., кН
скважи- ны D опоры
0,220 0,186 0,034 90 9,6 0,128 0,094 2092 54,2
0,220 0,200 0,020 90 9,6 0,128 0,108 2092 62,7
0,220 0,210 0,010 90 9,6 0,128 0,118 2092 68,0
7.3. ИЗМЕНЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ
ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА [83]
Проблема освоения скважин после глушения, так же как и качес-
твенного вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения, еще
далека от практического решения. До настоящего времени она пони-
мается довольно ограниченно — главным образом уделяется внима-
ние буровым растворам, минимально снижающим проницаемость при-
забойной зоны. Это наиболее доступный для изменения фактор —
обработка буровых (позднее тампонажных) растворов с целью сни-
зить или довести даже до нулевого значения водоотдачу (иногда
кроме растворов на углеводородной основе) растворов.
При бурении в продуктивном коллекторе в связи с нарушением
напряженного состояния пород в приствольной зоне, проникновени-
ем фильтрата бурового (и цементного) раствора, буферных жидко-
стей и жидкостей глушения (ЖГ) в пласт, взаимодействием с пласто-
вой газожидкостной смесью и горной породой происходят сложные
физико-химические процессы.
Фильтрат, проникая в продуктивный пласт, резко уменьшает про-
ницаемость последнего для нефти и газа, что приводит к ряду нео-
братимых процессов. Частично проникает в пласт и твердая фаза
буровых растворов и ЖГ; при гидроразрывах пластов значительное
количество бурового раствора поступает в пласт, блокируя продви-
жение флюида к скважине.
Американские исследователи полагают, что существуют следую-
щие основные причины загрязнения пласта:
реакция глин, содержащихся в нем, с водой, поступающей из буро-
вого раствора, с последующим набуханием глин;
кольматация пор пласта твердыми частицами глинистого раствора.
Очевидно, это только часть факторов, которые определяют паде-
ние проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). К ним, кроме
ранее названных, могут быть отнесены многочисленные поверхнос-
119
тно-активные вещества (ПАВ), которые применяются для обработки
буровых растворов и ЖГ с целью изменить те или иные их показа-
тели. Если учесть, что на площади образца из обычного песчаника,
равной 6,5 см2, находится до 3000 пор, которые в известной степени
определяют проницаемость, то становится понятным насколько чув-
ствительна эта поверхность к загрязнению.
Зная основные причины снижения проницаемости ПЗП в естес-
твенных условиях, можно если и не предотвратить их влияние, то
хотя бы максимально снизить их негативный эффект.
Все известные буровые растворы и ЖГ в той или иной степени
отрицательно влияют на ПЗП. Механизм загрязнения пласта рассмат-
ривался многими исследователями. Влияние их идет в направлении
снижения проницаемости ПЗП за счет прохождения фильтрата (разбу-
хание глинистых включений, образование закупоривающего поры
осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт;
проникновения в поры пласта твердой фазы; блокирования порово-
го пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил,
удерживающих воду в порах, выпадение солей др.
Использование бурового раствора с высокой водоотдачей неце-
лесообразно не только при освоении скважин и добыче нефти и
газа, так как при этом снижается естественная продуктивность плас-
та и для восстановления могут потребоваться перфораторы специ-
ального типа или несколько кислотных обработок, но и при проведе-
нии каротажных работ.
Повышение степени извлечения углеводородов из недр — одна
из важнейших проблем в области рациональной разработки неф-
тяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Скважина —
основной производственный объект добычи, средство воздействия
на продуктивные пласты и их дренирование. Без полноценных
качественных скважин невозможно обеспечить эффективное извле-
чение флюида из пласта.
На продуктивность скважин наибольшее влияние оказывает сос-
тояние проницаемости призабойной зоны пласта непосредственно у
стенки скважины. Ухудшение проницаемости этой зоны происходит
практически при любых условиях завершения строительства или
глушения скважин и зависит от следующих факторов:
состава бурового раствора при бурении (глины, воды, примесей и
реагентов раствора) или состава жидкости глушения:
противодавления на пласт от столба бурового раствора;
длительности пребывания продуктивного пласта под давлением
столба бурового раствора;
состава цементного раствора и обсадной колонны или цементиро-
вочных работ при капитальном ремонте;
глубины и плотности перфорации обсадной колонны;
120
длительности пребывания пласта под раствором после перфо-
рации;
способа вызова притока флюида из пласта и освоения скважин.
Продуктивные пласты представляют собой гидродинамические
системы, в которых физические, химические и физико-химические
процессы до их вскрытия находятся в относительно равновесном
состоянии. После вскрытия пластов бурением вследствие воздей-
ствия буровых растворов равновесное состояние нарушается, и в
призабойной зоне пластов возникают многообразные явления —
проникновение фильтрата, кольматация пор и другие возможные
последствия, которые зависят от геолого-физической характеристи-
ки коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их жид-
костей и газов, а также от способа воздействия на пласты в процессе
вскрытия.
Разнообразен минералогический состав пород коллектора — квар-
цевые и полимиктовые песчаники, алевролиты, аргиллиты, карбонатные
породы. Некоторые минералы взаимодействуют с буровым раствором
и изменяют характеристики каналов фильтрации. Нефтегазонасы-
щенные пласты всегда содержат воду, насыщенную различными ве-
ществами, солями, которые при взаимодействии с буровым раство-
ром и ЖГ или их фильтратами могут давать осадок, закупориваю-
щий фильтрационные каналы. Установлено, что состав и свойства
буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пла-
стов при подземном ремонте, должны удовлетворять следующим тре-
бованиям:
фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким,
чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происхо-
дило набухание глинистого материала, соле- и пенообразования в
пористой среде горных пород;
гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного
растворов должен соответствовать структуре порового пространства,
т. е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц
диаметром, большим на 30 % размера поровых каналов или трещин,
должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промы-
вочного агента;
поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат — плас-
товый флюид должно быть минимальным;
водоотдача в забойных условиях должна быть минимальной, а
плотность и реологические параметры — такими, чтобы дифферен-
циальное давление при разбуривании продуктивной толщи было близ-
ким к нулю.
Перечисленным требованиям не всегда удовлетворяет существую-
щая технология вскрытия продуктивных пластов и ремонта сква-
жин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.
121
Более того, за последние два десятилетия в б. СССР не произош-
ло существенных изменений в технологии ремонта и заканчива-
ния скважин. Для промывки скважин при вскрытии продуктив-
ных пластов используют главным образом глинистые буровые
растворы, обработанные или не обработанные химическими реа-
гентами. При этом технология обработки этих растворов хими-
ческими реагентами определяется требованиями только безава-
рийной проходки ствола скважины, а не качественным вскрытием
продуктивного пласта.
Опыт разработки многих нефтяных и газовых месторождений с
поддержанием пластового давления показывает, что большинство
нагнетательных скважин со временем снижают приемистость.
Снижение приемистости может быть вызвано уменьшением про-
ницаемости призабойной зоны и уменьшением репрессии на пласт
при закачке воды.
Уменьшение проницаемости призабойной зоны может быть (как
в случае вскрытия пластов и капремонта) обусловлено следующими
причинами: заиливанием каналов фильтрации твердыми частицами,
вносимыми в пласт вместе с закачиваемой водой; сужением каналов
фильтрации за счет разбухания глин, входящих в состав породы
продуктивного пласта; сужением фильтрационных каналов за счет
выпадения осадков, смол, парафина, а также за счет других физико-
химических процессов, происходящих при поступлении закачивае-
мой воды в поры пласта; наконец, сужением фильтрационных кана-
лов за счет возникновения в них колоний бактерий и т. п.
Для глушения газовых скважин используют жидкости, плотность
которых обеспечивает создание необходимого противодавления на
пласт.
Согласно правилам минимальное превышение гидростатического
давления столба жидкости глушения относительно глубины кровли
пласта с учетом глубины скважины и аномальности пластового дав-
ления приведены в табл. 56.
Таблица 56
Превышение гидростатического давления над пластовым
Интервал глубин скважины, м Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым, МПа (кг/см2)
для нефтеводо- насыщенных пластов для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважнп
1000 1,0(10,0) 1,5(15,0)
1001-2500 1,5(15,0) 2,0 (20,0)
2501-4500 2,0 (20,0) 2,25(22,5)
4501 2,5(25,0) 2.7 (27,0)
122
К указанному в табл. 56 значению репрессии добавляется вели-
чина произведения А Кш, где А — коэффициент, учитывающий
колебания гидростатического давления при спускоподъемных
операциях; Кш — коэффициент аномальности пластового давления
(проектного или фактического) по отношению к гидростатическому
давлению при плотности воды 1 г/см3.
Коэффициенты А и К учитываются при глубинах, превышаю-
щих 1000 м.
Зная пластовое давление и глубину залегания кровли газона-
порного горизонта, определяют необходимую плотность жидкости
глушения (кг/м3):
где К — коэффициент, учитывающий рост пластового давления с
глубиной; — пластовое давление, МПа; Нм — глубина залега-
ния продуктивного пласта, м.
Пример. Глубина кровли продуктивного пласта составляет 960 м, пластовое
давление — 9,5 МПа. Определить необходимую плотность жидкости для глуше-
ния скважины.
Принимая К = 1,15 согласно правилам безопасности, по приведенной выше
формуле будем иметь
Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-
химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям:
быть химически инертной к горным породам, составляющим кол-
лектор;
исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктив-
ного пласта;
не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинно-
го оборудования и промысловых коммуникаций;
обладать стабильностью в конкретных термобарических усло-
виях в течение времени, необходимого для выполнения предусмот-
ренных работ.
Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопас-
ными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и
использовании.
При глушении скважины в затрубное пространство при расчет-
ной производительности агрегатов закачивается жидкость глуше-
ния. При этом для созданной репрессии на пласт создается про-
тиводавление на устье с помощью регулируемого штуцера (рт),
установленного на линии трубного пространства.
123
При закачке жидкости глушения в затрубное пространство за-
бойное давление должно поддерживаться постоянным, но превыша-
ющим пластовое на заданную величину. По мере закачки жидкости
глушения давление в трубах перед штуцером должно поддер-
живаться постоянным, равным рт + р. Давление в затрубном
пространстве при этом будет снижаться.
Как только жидкость глушения начнет поступать в трубы, необ-
ходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном
пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным
гидравлическим сопротивлениям.
Для этого необходимо приоткрыть штуцер. После выхода жид-
кости на поверхность штуцер должен быть полностью открыт, и
дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давлении
в затрубном пространстве вплоть до вымывания разгазированного
бурового раствора.
Многочисленные исследования и большой промысловый опыт
показывают, что сроки освоения и продуктивность скважин, пробу-
ренных в идентичных условиях, а также после капитального ремон-
та, могут быть различными.
После вскрытия пласта равновесное состояние нарушается, воз-
никают многообразные процессы, течение которых зависит от гео-
лого-физической характеристики коллектора, физико-химических
свойств пластовых жидкостей, репрессии, химического состава филь-
трата бурового раствора, свойств твердой фазы. Промысловая прак-
тика показывает, что во всех случаях проникновение в пласт фильт-
рата и твердой фазы бурового раствора отрицательно влияет на
фильтрационную характеристику пласта, что и находит свое отраже-
ние в удлинении сроков освоения скважин, уменьшении их
производительности, нефтеотдачи, неравномерности выработки зале-
жи, а на разведочных площадях по этой причине могут быть пропу-
щены отдельные продуктивные пласты и снижена эффективность
геологоразведочных работ.
Если исходить из условий максимального сохранения природ-
ного состояния коллектора, то продуктивный пласт необходимо
вскрывать при условии депрессии или равновесия между плас-
товым и забойным давлениями. Однако в настоящее время от-
сутствуют технические средства, которые могли бы надежно
обеспечить такие условия проводки скважин (имеются в виду
вращающиеся превенторы, дистанционные управляемые дроссели,
сепараторы бурового раствора). Поэтому в практике вынуждены
вскрывать пласты в условиях репрессии. Репрессия как фактор
имеет превалирующее значение — от нее зависят все остальные
процессы взаимодействия пласта с буровым раствором. Репрес-
сия также является причиной изменения естественной раскрыто-
124
сти трещин и влияет на степень деформации пород в прискважин-
ной зоне.
Значения давления на забое и степень его влияния на призабой-
ную зону во многом определяются характером и интенсивностью
проводимых в скважине операций. Наибольшие гидродинамические
давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции
бурового раствора. Несмотря на то что гидродинамические давле-
ния при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковре-
менно, в пределах 3—5 мин, значения забойного давления при этом
могут достигать 75—80 % полного горного давления, что иногда
вызывает гидроразрыв пласта.
Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт являют-
ся также высокие скорости спускоподъемных операций. Гидродина-
мическая репрессия на пласты при этом может возрастать до
3-9 МПа.
Химическим составом бурового раствора определяется в основ-
ном интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при
контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточной водой и породой
коллектора. Совокупность этих процессов приводит к возрастанию
газогидродинамических сопротивлений в зоне проникновения
фильтрата при фильтрации нефти на различных этапах освоения и
эксплуатации скважины. Увеличение гидравлических сопротивле-
ний происходит в результате проявления молекулярно-поверхност-
ных свойств системы нефть — газ — порода — остаточная вода —
фильтрат и изменения структуры порового пространства породы.
На стадии вызова притока из пласта прирост гидравлических
сопротивлений при фильтрации нефти через зону проникновения
определяется главным образом особенностями двухфазной фильт-
рации. Значение этих дополнительных сопротивлений зависит от
многих факторов и в целом оценивается фазовой проницаемостью
для флюида при совместном течении нефти с фильтратом через
пористую среду с измененной структурой поровых каналов. Измене-
ние структуры порового пространства в зоне проникновения может
быть обусловлено взаимодействием фильтрата как с минеральными
компонентами породы (набухание глин, химическое преобразование),
так и с остаточной водой (возможностью образования нераствори-
мых осадков).
На втором этапе работы скважины, который условно начинается
сразу после очистки зоны проникновения от подвижных фильтрата
и водонефтяной смеси, дополнительные гидравлические сопротивле-
ния обусловлены в основном проявлением поверхностных свойств
контактирующих фаз при фильтрации нефти и газа через зону
проникновения с повышенной, медленно снижающейся, «вторичной»
водонасыщенностыо. Этот этап в зависимости от характеристики
125
порового пространства пласта, степени его литологической неодно-
родности и режима отбора флюида из залежи в отдельных случаях
по своей продолжительности соответствует всему периоду эксплуа-
тации скважины в безводный период.
На третьем этапе работы скважины, который начинается после ее
выхода на стабильный дебит, дополнительные гидравлические соп-
ротивления в зоне проникновения определяются в основном измене-
ниями в процессе вскрытия структурой порового пространства. В
низкопроницаемых тонкопористых разностях, слагающих продуктив-
ный пласт, на значение этих сопротивлений долгое время оказывает
влияние малоподвижный фильтрат, удерживаемый в отдельных по-
рах капиллярными силами.
Фазовая проницаемость породы-коллектора для нефти или газа
в зоне проникновения зависит в общем случае от молекуляр-
но-поверхностных свойств контактирующих фаз. При этом неза-
висимо от того, подвижна или неподвижна водная фаза, фазовая
проницаемость для нефти или газа будет тем больше, чем сильнее
гидрофобизована поровая поверхность и чем меньше значение
поверхности натяжения на многочисленных границах раздела
флюида и фильтрата.
Так называемая «вторичная» водонасыщенность, обусловленная
временной консервацией фильтрата бурового раствора, в зоне его
проникновения зависит от многих факторов, важнейшим из которых
является сложность строения порового пространства. Значение «вто-
ричной» водонасыщенности тем выше, чем меньше в нефти актив-
ных компонентов-гидрофобизаторов, ниже минерализация фильтра-
та (по сравнению с минерализацией остаточной воды), больше в
породе перлитовой и мелкоалевритовой фракций, больше в них гли-
нистых минералов, склонных к набуханию, разнороднее состав по-
родообразующих (каркасных) минералов, определяющих сложность
структуры порового пространства. На темпы и полноту ликвидации
«вторичной» водонасыщенности влияет время поддержания депрес-
сии на высоком уровне при освоении и эксплуатации скважин. Кри-
терием, позволяющим судить о ликвидации «вторичной» водонасы-
щенности, служит появление в нефти воды с минерализацией, равной
минерализации остаточной воды.
Блокирование фильтратом отдельных пор сопровождается измене-
нием характера межзерновой связи в породе-коллекторе, что приво-
дит к существенному уменьшению ее прочностных свойств. Поэто-
му при ликвидации последствий обводнения приствольной зоны сле-
дует учитывать, что высокий уровень депрессии при освоении сква-
жины может привести к разрушению породы в зоне проникновения.
Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового
раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их
126
структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в раство-
ре, а также значениями водоотдачи бурового раствора и перепада
давления в системе скважина — пласт.
Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважи-
ны варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влия-
ние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем.
В скважинах с закрытым забоем это влияние в основном нейтрализует-
ся перфорацией. В последнем случае следует оценивать влияние зоны
кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.
Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а
также макромолекул органических соединений сопровождается их
адсобрцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород.
Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела
нефть (газ) — фильтрат. При этом если поверхности раздела непод-
вижны, то частицы теряют свободу перемещения. При наличии в
нефти большого количества асфальтосмолистых веществ проникаю-
щие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются
на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и
образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах
эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Посколь-
ку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают
сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти,
следует предупредить их формирование путем введения в буровой
раствор синтетических ПАВ.
Степень загрязнения порового пространства породы-коллектора
продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химическими
реагентами, поступающими в пласт с фильтратом, определяется нали-
чием в воде осадкообразующих катионов. Образующиеся нераство-
римые соединения в зависимости от характера смачиваемости
их поверхности скапливаются в водной или нефтяной фазе, адсорби-
руясь чаще всего на границах раздела нефть — фильтрат.
Изменение структуры порового пространства и, как правило, свя-
занное с ним ухудшение проницаемости породы-коллектора обус-
ловливается в основном набуханием глинистых компонентов породы,
их дезагрегацией, а также перемещением и скоплением потерявших
связь с поровой поверхностью частиц в сужениях пор. Факторы,
способствующие возникновению и развитию указанных процессов,
многообразны. Из геологических факторов к ним относятся
минералогический состав глин, состав и объем обменного комплекса,
состав и минерализация остаточной воды, пластовая температура. Из
технологических факторов наиболее существенны минерализация и
состав фильтрата, время контакта породы-коллектора с фильтратом.
Отрицательные последствия взаимодействия бурового раствора
с породой-коллектором, слагающей продуктивный пласт, и пластовы-
127
ми флюидами могут быть сведены к минимальному изменению филь-
трационных свойств проницаемых пород, способных отдавать содер-
жащиеся в них нефть или газ при планируемой технологической
схеме разработки месторождения.
Повышение качества вскрытия и освоения продуктивных плас-
тов следует осуществлять двумя путями:
выбором соответствующего типа бурового раствора для конкрет-
ного месторождения (пласта), обладающего определенными геоло-
го-физическими свойствами породы-коллектора, слагающего пласт, и
физико-химическими свойствами пластовых флюидов, с обязатель-
ным учетом степени возможных изменений петрографических свойств
породы после вскрытия и условий фильтрации нефти или (и) газа
через зону проникновения;
выбором технологических режимов вскрытия, промывки скважи-
ны, проведения спускоподъемных операций, обеспечивающих мини-
мальные размеры зоны проникновения компонентов бурового ра-
створа в пласт технологии ремонта.
Буровой раствор, предназначенный для вскрытия продуктивного
пласта, перфорационных и других операций в скважине, при которых
неизбежно их контактирование с компонентами пластовой системы,
и ЖГ должны отвечать следующим основным требованиям:
обладать способностью быстро формировать на стенках скважи-
ны практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствую-
щую проникновению фильтрата в пласт;
иметь такой состав жидкой фазы, который при практикуемых в
настоящее время значениях депрессии, создаваемых при освоении
скважины, позволял бы уже в первые часы работы скважины ликвиди-
ровать без заметных остаточных явлений последствия проникнове-
ния фильтрата в призабойную зону;
твердая фаза бурового раствора или ее большая часть должна
полностью растворяться в кислотах (нефти), что позволит удалять
ее со стенок скважины и закольматированной эоны пласта при освое-
нии. Гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать
минимальное количество проникновения раствора в трещины (поры)
пласта за счет образования закупоривающих тампонов на входе в
трещину. Требования к технологии вскрытия сводятся к тому, что-
бы режим вскрытия, промывка скважины и спускоподъемные опера-
ции выбирались с учетом обеспечения минимальной зоны проникно-
вения фильтрата бурового раствора, не превышающей глубины
перфорационных каналов. Аналогичные требования следует предъяв-
лять к технологии ремонтных работ.
Одна из форм для реализации на практике результатов исследо-
вания в области ремонта скважин — разработка и применение методи-
ческих пособий и руководящих документов, позволяющих выбрать,
128
исходя из конкретных геолого-технических условий, такие технологи-
ческие приемы ремонта, которые могли бы свести к минимуму неже-
лательные процессы, происходящие в пласте, и обеспечили бы макси-
мально возможную продуктивность скважины.
Выбор бурового раствора для вскрытия осуществляется для
каждого типа пород-коллекторов, отличающихся друг от друга
основными признаками и условиями залегания. Для этой цели все
известные в настоящее время типы пород-коллекторов разделены
на четыре классификационные категории, в каждой из которых
сгруппированы породы-коллекторы, обладающие примерно одина-
ковой реакцией на технологические воздействия. В качестве кри-
терия разделения пород-коллекторов на отдельные категории
использованы геологические и технологические факторы, которые
раскрывают условия проявления и возможность прогнозной оцен-
ки вида, интенсивности и масштаба развития процесса взаимодей-
ствия пород пласта с буровым раствором, а также последствий
этого процесса.
Выбор бурового раствора для вскрытия сводится в общем слу-
чае к установлению принадлежности конкретного объекта породы-
коллектора к одной из классификационных категорий и распрост-
ранению на него обоснованных мероприятий по предупреждению
загрязнения пласта и условий их реализации. При этом учитывается
химический состав остаточной воды и пластовой нефти.
Такой же подход должен быть обеспечен к выбору жидкости
глушения.
Разработана методика выбора режима параметров промывки сква-
жин при вскрытии продуктивных пластов, в которой изложены прави-
ла выбора оптимальных режимов вскрытия.
Использование этих двух руководящих документов позволит
научно обоснованно выбрать как тип бурового раствора, так и тех-
нологию вскрытия для конкретного месторождения (пласта), обладаю-
щего своими специфическими свойствами (т. е. лигологической харак-
теристикой породы коллектора, свойствами и составом нефти и оста-
точной воды, их сочетанием в пласте и т. д.).
Второй этап решения проблемы качественного вскрытия — сос-
тавление и внедрение технологических регламентов вскрытия плас-
тов. Последнее позволит сократить сроки освоения скважин в сред-
нем на 20 —25 % и увеличить дебиты скважин, особенно начальные,
на 15 — 20 %. Это полностью подходит к выбору этапов технологии
ремонта и освоения скважин.
Продуктивные пласты вскрывают бурением как на стадии поис-
ково-разведочных работ, так и при разбуривании залежи с целью
ввода ее в эксплуатацию, в основном с применением раствора на вод-
ной основе — глинистого нормальной плотности (1,15 — 1,25 г/см3)
129
или утяжеленного мелом (1,44 —1,45 г/см3), баритом и гемати-
том (1,8—2, 2 г/см3).
Буровые растворы обрабатывают УЩР, ССБ, КМЦ и другими
реагентами. Одни и те же буровые растворы применяют для вскры-
тия различных по своим свойствам коллекторов, имеющих разные
характеристики вещественного состава, текстуры и структуры, соста-
ва и типа цементирующих веществ, степени отсортированности ока-
танности обломочного материала и других элементов, в сумме влия-
ющих на прочностные и фильтрационные характеристики подобно-
го типа коллекторов: теми же буровыми растворами вскрывают
карбонатные и другие трещины-коллекторы. В карбонатных поро-
дах может быть развит не только гранулярный, но и трещинный тип
пористости.
Значительная глинистость пород продуктивного пласта требует
особого подхода к его вскрытию или выбору ЖГ. Проникший в
призабойную зону фильтрат может вызвать набухание глин, что при-
ведет к сужению поровых каналов и даже частичной их закупорке
вследствие диспергирования и перемещения частиц глины потоком
жидкости. Наиболее значительное уменьшение проницаемости кол-
лекторов вследствие набухания глин будет иметь место при низких
значениях проницаемости призабойной зоны пласта.
В связи с тем, что в результате периодического изменения гидро-
динамического давления на стенки скважины происходит взаимное
диспергирование воды (фильтрата) и флюида, то в определенных
условиях в призабойной зоне пласта может образоваться устойчи-
вая эмульсия. Лабораторными исследованиями естественных и ис-
кусственных кернов, проведенными в России и за рубежом, установ-
лено, что проникающая в призабойную зону пласта вода в определен-
ных условиях снижает естественную фазовую проницаемость кол-
лектора для нефти более чем на 50 %, которая очень медленно
восстанавливается или не восстанавливается совсем (табл. 57).
На коэффициент восстановления проницаемости существенно
влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пласта,
но и скорость фильтрации (градиент давления). Восстановление
проницаемости керна при различных условиях находится в преде-
лах 45—85 %.
Лабораторными исследованиями также доказано, что добавка
к буровому раствору применяемых различных реагентов, улучшаю-
щих его механические свойства, может больше снизить естествен-
ную проницаемость коллектора. Влияние различных буровых
растворов на первоначальную проницаемость пористой среды при-
ведено в табл. 58.
Результаты зарубежных исследований аналогичны. Таким обра-
зом, как показывают лабораторные исследования, проведенные в Рос-
130
Таблица 57
Восстановление проницаемости керна
Порола Первоначальная пефтепроницае- мость, мкм2 Вода Коэффициент восстановле- ния проницае- мости, % Исследо- ватели
Искусственный пес- чаник (без примеси глины) 0,6 1.0 1,4 2,0 Пресная 53 62 68 74 Жигач н Паус
Девонский песчаник Ромашкинского месторождения 0,4 1,2 2,0 ** 42 46 50 В. А. Шевал- дин
0,4 1,2 2,0 Пластовая (девонская) 86 84 82
Юрский песчаник Таллинского месторождения 0,01-0,2 Любая 55 Н. Р. Рабино- вич
Таблица 58
Влияние буровых растворов на проницаемость керна
Буровой раствор Восстановление первоначальной проницаемости, %
Вода Буровой раствор без добавки реагентов Буровой раствор + 10 % УЩР Буровой раствор + 1 % КМ Ц Пена Раствор на нефтяной основе 59,4 71,7 47,5 59,8 94,2 95,0
сии и за рубежом, применение буровых растворов на водной основе,
как правило, приводит к существенному необратимому снижению
проницаемости коллекторов как при вскрытии пластов, так и при
глушении скважин.
В табл. 59 приведены данные о снижении коэффициента продук-
тивности скважин на Майкопском газоконденсатном месторождении
после закачивания в них бурового раствора.
Видно, что после закачивания в скважины бурового раствора
коэффициент продуктивности, как правило, уменьшается более чем в
2,5 раза, а по отдельным скважинам в 3,5—4 раза. Кроме того, в
отдельных случаях коэффициент продуктивности не достигает сво-
его первоначального значения, а если и достигает, то по истечении
длительного периода непрерывной эксплуатации. Так, скв. 14 находи-
лась под воздействием бурового раствора в течение 1756 сут, затем
эксплуатировалась 220 сут, после чего была вторично исследована.
131
Таблица 59
Уменьшение коэффициента продуктивности
Номер скважины П роду к- тивный горизонт Время, сут Коэффициент продук- тивности, м3/МПа К,/К2
пребывания бу- рового раство- ра в скважине эксплуата- ции до ис- следования до закачки раствора после за- качки раст- вора
7 1 48 10 683 340 2,0
17 II 1435 182 323 126 2,6
21 II 1498 73 2638 542 4,8
66 II 77 2 1157 902 2,4
14 II 1756 220 1210 355 3,4
18 III 1007 13 805 204 3,9
23 III 55 2 1200 165 7,3
24 III 84 24 2321 859 2,7
30 III 69 113 1575 541 2,9
При этом коэффициент продуктивности оказался ниже первона-
чального в 3,4 раза. Скв. 17 находилась под действием бурового
раствора в течение 1435 сут. После 182 сут эксплуатации на сква-
жине произвели исследования, на основании которых было установ-
лено, что коэффициент продуктивности оказался ниже, чем до воз-
действия бурового раствора.
Приведенные примеры убедительно показывают, что проникнове-
ние в пласт фильтрата и бурового раствора отрицательно влияет на
его коллекторские свойства, в результате чего удлиняются сроки
освоения скважин, снижается их производительность, непрерывно
вырабатывается залежь, уменьшается коэффициент нефтеотдачи, а
на различных площадях по этой причине могут быть пропущены
отдельные продуктивные пласты и пропластки.
Л. И. Орловым, А. В. Ручкиным и Н. М. Свихнушиным на
основании многочисленных и разносторонних экспериментов были
получены следующие результаты.
1. При вскрытии пласта-коллектора под влиянием перепада дав-
ления в системе скважина-пласт начинается проникновение бурово-
го раствора и его фильтрата, причем наблюдаются: опережающее
проникновение под режущую кромку долота; радиальная фильтра-
ция во время образования глинистой корки, зоны кольматации и
зоны проникновения; радиальная фильтрация через зону кольмата-
ции и глинистую корку. В последнем случае, весьма сходным с со-
стоянием процесса при подземном ремонте, вместе с фильтратом в
поры пласта проникают тонкодисперсная и глинистая фаза, форми-
руются зона проникновения, зона кольматации и глинистая корка,
затем при внедрении фильтрата в пласт через глинистую корку —
только зона проникновения. Сопротивление глинистой корки по тол-
щине увеличивается в 2—3 раза (к основанию).
132
2. В начале радиальной фильтрации вместе с фильтратом в
пласт поступают твердые и коллоидные частицы бурового ра-
створа, в результате чего образуется зона кольматации. В песча-
никах девона Ромашкинского месторождения твердые частицы
проникали на 12 —16 мм, а при наличии каверн и трещин отмечены
случаи проникновения гематита до 90 м. Добавки барита способ-
ствуют снижению глубины проникновения. Наиболее сложная
динамика вытеснения фильтратом флюидов в нефтегазовых пла-
стах. Для нефтенасыщенных пород характерно отсутствие четко-
го фронта пропитки и снижения сопротивления в пределах всей
длины образца в течение сотен и тысяч часов. В газонасыщенных
образцах фронт пропитки и его перемещение во времени по дли-
не образца (породы) прослеживается четко. Таким образом, про-
цессы, протекающие при формировании зоны проникновения и ее
изменения во времени динамичны: свойства ее непостоянны во
времени и сильно подвержены изменениям под действием меняю-
щихся условий.
Для восстановления проницаемости кольматированных буровым
раствором кернов 0,75 мкм и выше для очистки от фильтрата и
других кольматирующих компонентов при движении нефти через
керны требуется создавать градиент давления, близкий по величине
градиенту давления, возникающего при их загрязнении.
С уменьшением проницаемости керна перепад давления возрас-
тает и при значениях k = 0,1+0,05 мкм2 достигает величин, рав-
ных 3 и более.
Прослеживается также четкая зависимость объема прокачивае-
мой через керн нефти, необходимой для восстановления его первона-
чальной проницаемости, от его проницаемости: чем больше проница-
емость керна, тем меньший объем прокачиваемой нефти требуется
для его очистки.
В. И. Кудинов и Б. М. Сучков делят факторы, снижающие
гидропроводность призабойной зоны скважин, в зависимости от
природы их возникновения на три группы: гидромеханические,
термохимические и биологические.
Они полагают, что гидромеханические факторы проявляются
в нагнетательных скважинах: воздействие на ПЗП основано на
гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности ПЗП
механическими примесями и углеводородными соединениями, со-
держащимися в закачиваемой в пласт воде. Это мелкие частицы
песка, глины, карбонатов, оксидов железа, гидратов оксидов желе-
за, железосульфидных соединений, продукты жизнедеятельности
микроорганизмов и растений. Гранулометрический состав взве-
шенных частиц — от нескольких микрометров до 1 мм и более;
однако основная масса механических примесей имеет размеры,
133
соизмеримые с размерами поровых каналов (7 — 20 мкм). По дан-
ным БашНИПИнефти 10 % этих примесей проникает в пласт до
60 см. В отдельной от закачиваемой воды нефти содержатся высо-
комолекулярные углеводороды (смолы, асфальтены, нафтеновые и
жирные кислоты). Механические частицы, покрытые слоем нефте-
продуктов, состоящих в основном из смол и асфальтенов, обладают
повышенной липкостью, что приводит к интенсивному заиливанию
порового пространства ПЗП.
К факторам термохимической группы, снижающих гидропровод-
ность ПЗП, авторы относят нерастворимые осадки, образовавшиеся
при смешении закачиваемых пресных вод с пластовыми (образова-
ние неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина и
возникновение на их основе асфальтосмолопарафиновых отложе-
ний). Процесс самообразования в призабойной зоне нагнетательных
скважин наблюдается, как правило, в начальный период закачки
воды. В промытых участках, по мнению авторов, самообразование
маловероятно.
Более интенсивное солеотложение наблюдается в добывающих
скважинах на месторождениях, где применяется система, предусмат-
ривающая закачку пресной воды в пласт. К этой группе факторов
снижения проницаемости ПЗП относится выпадение нерастворимых
в кислотных растворах солей, гидрата оксида железа, сульфидных и
силикатных соединений.
К факторам биологической труппы, ухудшающих гидропровод-
ность ПЗП, относится загрязнение ее продуктами жизнедеятельно-
сти микроорганизмов и бактерий (сульфовосстанавливащие бакте-
рии, биомасса, привносимая закачиваемой водой, взятой из водоемов
с активизированными биогенными процессами).
Существенные осложнения возникают при вскрытии продук-
тивных пластов на скважинах глубиной 4000 — 5000 м. На боль-
шой глубине трудно регулировать давление на забой вследствие
высокого пластового давления и температуры, а также периодичес-
кого проникновения в буровой раствор газа. Положение усугуб-
ляется еще тем, что приходится прибегать к утяжелению бурового
раствора до плотности 1,8—2,2 г/см3. В этих условиях, чтобы
избежать возможных проявлений пласта, вскрытие его проводят
при весьма большом превышении давления на забое над пласто-
вым. Это влечет за собой разрыв пласта и уход в него большого
количества раствора, особенно при частых спускоподъемных опе-
рациях, когда имеет место резкое изменение гидродинамического
давления на стенки скважин.
О чрезмерном превышении (в %) давления в стволе скважин в
процессе вскрытия над пластовым можно судить по следующим
фактическим данным.
134
Куйбышевская область ... 18 — 48
Украина...............50 — 80
Азербайджан...........60—120
Вследствие этого глубина проникновения фильтрата в продук-
тивный пласт может быть весьма велика. По данным специальных
исследований она составляла на нефтегазовых месторождениях
Азербайджана 1,4 —2,5 м, на Майкопском газоконденсатном мес-
торождении 0,5 —3,0 м, на Самотлорском месторождении 6—37 м
и т. д. Наиболее глубокое проникновение фильтрата и твердой фазы
бурового раствора отмечается в процессе вскрытия трещинных
коллекторов.
Значения глубины (в м) зоны изменений проницаемости (ухуд-
шенной), определенной в результате гидродинамических исследова-
ний на Речицком (в числителе) и Самотлорском (в знаменателе)
месторождениях приведены ниже.
Номер скважины Проницаемость
Номер скважины Проницаемость
15/2155 57/14
16/2149 28/6
20/2149 32/11
26/2153 72/8
50/3077 20/7
80/1521 41/34
250/1523 55/27
Изучение механизма явлений, происходящих в призабойной зоне
пласта при проникновении в него фильтрата бурового раствора,
показывает, что часть порового пространства оказывается занятой
водой. Вследствие этого, движение флюида к забою во время ос-
воения скважины крайне затруднено, а проникшая в продуктивный
пласт вода полностью не вытесняется и часть ее остается в приза-
бойной зоне.
Если в процессе эксплуатации скважины часть фильтрата буро-
вого раствора извлекается из высокопроницаемых пластов и прос-
лоев, то малопроницаемые пласты и прослои могут быть необратимо
закупорены.
Количество проникающего в пласт фильтрата и твердой фазы
бурового раствора зависит от его качества, значения противодавле-
ния на пласт в процессе его вскрытия, степени трещиноватости кол-
лектора, времени контакта бурового раствора с пластом. Цементиро-
вание эксплуатационной колонны может также оказывать отрица-
тельное влияние на проницаемость призабойной зоны, особенно ког-
да пластовое давление ниже или выше гидростатического. В первом
случае происходит проникновение в пласт не только фильтрата це-
ментного раствора, но собственно раствора, так как при цементирова-
нии эксплуатационной колонны почти во всех случаях прйменяют
цементный раствор плотностью 1,8—1,85 г/см3. Конструкция
скважины в большинстве случаев подчиняется задачам успешной
проходки ствола скважины, хотя и не всегда отвечает условиям
13S
сохранения проницаемости призабойной зоны пласта в процессе его
вскрытия.
Освоение скважины как после бурения, так и после подземного
ремонта, вызов притока нефти из пласта после перфорации тоже
очень значительно влияют на продуктивность, работающую толщину
и степень дренирования пласта. Выбор рациональной технологии
вскрытия продуктивных пластов и всего комплекса завершения
скважины обусловливает эффективность геологоразведочных ра-
бот, улучшает приток нефти и газа из малопроницаемых пропласт-
ков, увеличивает текущую производительность скважин, способствует
повышению нефтегазоотдачи пластов.
Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов при
разведочном и эксплуатационном бурении, систематические исследо-
вания влияния различных буровых растворов на проницаемость
пористой среды, проведенные в России и за рубежом, показывают,
что продуктивные пласты необходимо вскрывать со строгим учетом
геолого-физических особенностей коллектора и физико-химической
характеристики насыщающих его жидкостей.
Глушению скважин и освоению их после капитального или теку-
щего ремонта в значительной степени присущи особенности вскры-
тия коллекторов с сохранением их естественной проницаемости.
В промысловой практике отмечается немало случаев, когда сква-
жины, показавшие хорошие признаки нефтегазоносности в процессе
бурения, после цементирования эксплуатационной колонны при осво-
ении дают очень низкий приток из продуктивного объекта. Напри-
мер, по ряду скважин Укрнефти, где цементирование велось при
высокой репрессии на пласты, так как высота подъема цементиро-
вочного раствора в одну ступень была более 1000 м над кровлей
продуктивного пласта, притока нефти при освоении получено не
было. В то же время в идентичных геолого-физических условиях
в скважинах, цементировавшихся при меньшей репрессии на плас-
ты (высота подъема цементного раствора над пластом составляла
200—600 м), был получен значительный приток нефти. Подобные
явления наблюдаются и в других нефтегазодобывающих районах
страны (Краснодарнефтегаз, Кубаньгазпром, Азнефть, Главтюмен-
нефтегаз, Туркменнефтъ и др.). При этом отмечено, что превышение
репрессии при цементировании в 1,5 —2,0 раза выше пластового
давления приводит к полному отсутствию промышленного притока
нефти из скважины, особенно при высоких фильтрационных свой-
ствах применявшегося тампонажного раствора. Аналогичная ситуа-
ция часто наблюдается после подземного ремонта.
Для цементирования колонн в условиях газоконденсатных место-
рождений Украины (Западно-Крестищенское, Опошнянское, Котлев-
ское и Машевское глубиной соответственно 38 050, 4300, 4750 и
136
4300 м) до 1980 г. использовался тампонажный необлегченный
раствор плотностью 1,83 — 1,86 г/см3. Характерными осложнения-
ми при цементировании продуктивных объектов в этот период
являлись поглощения тампонажного раствора с последующим дли-
тельным освоением скважины. Применение в этих условиях облег-
ченных тампонажных растворов плотностью 1,5—1,54 г/см3 с по-
ниженной фильтратоотдачей (добавка фильтроперлита 5 %) позво-
лило исключить поглощения и при освоении обеспечить увеличение
дебита в 3 раза по сравнению с дебитом скважин, цементировав-
шихся по старой технологии.
Тампонажные растворы, применяемые д ля цементирования продук-
тивных пластов, представляют собой сложные физико-химические
системы, которые несовместимы с буровыми растворами, предше-
ствующими их применению. Взаимодействие компонентов тампонаж-
ного раствора с остатками бурового в трещинах, порах пласта, как
правило, приводит к отверждению последнего с увеличением заку-
поривающего эффекта и к усложнению задачи восстановления про-
ницаемости призабойной зоны пласта при освоении и вводе скважи-
ны в эксплуатацию. Тампонажный раствор в этот период еще не
обладает достаточной прочностью.
Снижению проницаемости пластов способствует фильтрат цемен-
тного раствора, содержащий достаточное количество Са(ОН)2 и дру-
гих соединений, являющихся продуктами гидратации цемента. По-
падая в пласт, они при известных условиях способны затвердеть
в камень. При попадании цементного раствора по трещинам в пласт
последний цементируется.
По данным К. Ф. Пауса, вода оказывает более вредное влия-
ние на пласт, чем буровой раствор. В случае ее использования
проницаемость снижается примерно вдвое, т. е. коэффициент восста-
новления проницаемости 0' (0 = Л2/Л1( где kt и k2 — проницаемость
керна для нефти соответственно до и после поступления в него
бурового раствора) составляет 50 — 60 %; для бурового раствора он
выше (60 — 70 %).
Изучение влияния различных реагентов на изменение проницае-
мости кернов показывает, что коэффициент восстановления проницае-
мости может изменяться в широких пределах, однако большинство
из них (NaOH, КМЦ, УЩР) способствуют его уменьшению. Объяс-
няется это тем, что молекулы КМЦ и NaOH частично закупоривают
поровые каналы (П. П. Макаренко).
По мере повышения температуры коэффициент восстановления
проницаемости снижается (в отдельных растворах до 17 %).
Влияние воды на уменьшение проницаемости призабойной зоны
характерно прослеживается во время вскрытия нефтяных пластов,
где в результате эксплуатации пластовые давления значительно сни-
137
жены. Ее отрицательное влияние отчетливо проявляется при низкой
естественной проницаемости пласта, что усугубляется наличием глин
и геологической осложненностью.
Водоотдача цементных растворов велика: даже при небольших
перепадах давления свыше 90 % воды, использованной на затворе-
ние цемента. Пониженная водоотдача наблюдается у растворов,
обработанных КМЦ и гипаном. Для цементно- и шлакобентони-
товых растворов характерна значительно пониженная фильтрация,
что выгодно отличает их от чистых цементных растворов.
С целью выяснения закупоривающего эффекта фильтрата цемен-
тных растворов по отношению к гранулированным коллекторам были
проведены эксперименты с образцами алевролитов, отобранных из
отложений палеоцена с глубины 2000—3700 м. Эти образцы пород
дважды помещали в формы, заполненные цементным раствором, а
затем в автоклав и выдерживали по 2 и 1,5 ч при температуре
100— ПО *С и давлении 40,0 МПа.
В табл. 60 приведены данные по изменению газопроницаемости
образцов пород, отобранных в скважинах на соответствующей глу-
бине указанной площади. Данные по изменению газопроницаемости
приведены для трех сроков. Все образцы пород, поднятые из скв.
120 Восточно-Северской (Краснодарский край), отобраны из V гори-
зонта, результаты опробования которого приведены ранее.
Отечественная и зарубежная практика показала, что основными
способами, направленными на предотвращение отрицательных послед-
ствий цементирования колонн на свойства продуктивных объектов,
являются: снижение репрессии на пласт, уменьшение фильтратоот-
дачи тампонажного раствора и достижение наибольшего физико-
химического соответствия фильтрата тампонажного раствора ком-
понентам коллектора, составу пород пласта и пластовых флюидов.
Таблица 60
Изменение газопроницаемости образцов после проникновения
в них фильтрата цементного раствора
Площадь Номер скважины Интервал отбора керна, м Номер образца Газопроницаемость, мкм1
до автоклава после первого опыта после второго опыта
Северо-Восточная 120 3498—3504 П-3 1,5 0,0 0,0
120 3538-3545 П-1а 20,0 17,0 11,0
120 3538-3545 1Н и.о 5,5 1,5
120 3555-3563 П-4 20,0 7,5 1,5
— 3555-3563 П-110 39,0 2,4 15,1
Глубокий Яр 725 2067-2077 П-1 61,0 49,0 21,5
720 1994-2022 П-1 299,0 311,5 223,5
Ключевая 190 3712-3717 П-6 1,5 1 0,5
138
Практически этого можно достигнуть осуществлением следую-
щих мероприятий:
ограничением высоты подъема тампонажного раствора в одну
ступень путем применения специальных муфт при определенной ско-
рости подъема раствора за колонной и уменьшении показателей его
структурно-механических свойств, что позволяет снизить репрессию
на пласт;
снижением плотности тампонажного раствора (по всей высоте
зоны цементирования или выше кровли продуктивного пласта) пу-
тем применения облегчающих добавок или аэрацией:
уменьшением фильтратоотдачи тампонажных растворов путем
добавок полимеров или применения растворов на углеводородной
основе, что позволяет снизить эффект закупоривания фильтрацион-
ных каналов в коллекторе вследствие гидратации его глинистых
компонентов, выпадения солевых осадков и проявления поверхност-
ных сил;
креплением продуктивного пласта без цементирования с ис-
пользованием гравийных фильтров, обсадки продуктивного пласта
перфорированной колонной-фильтром (хвостовиком), цементирова-
нием с установкой пакера в кровле продуктивного пласта и закач-
кой тампонажного раствора за колонну через спецмуфту выше паке-
ра и др.;
оставлением необсаженного (открытого) ствола в зоне продук-
тивного пласта со спуском и цементированием эксплуатационной
колонны до кровли продуктивного пласта.
Целесообразность применения того или иного мероприятия из
перечисленных выше определяется геолого-физическими особенно-
стями месторождений и устанавливается специальными исследова-
ниями, которые требуют своего развития.
Качество цементирования колонн обусловлено не только сте-
пенью снижения продуктивности пластов, но и надежностью их разоб-
щения. Качественное, надежное разобщение пластов при цементирова-
нии колонн приобрело особое значение на месторождениях, в разре-
зе которых водоносные горизонты удалены от нефтеносных на незна-
чительное расстояние. В последние годы с вводом в разработку
месторождений со слабопродуктивными пластами и так называемы-
ми «водоплавающими» залежами особенно остро встал вопрос о
качестве разобщения пластов, отделения продуктивных частей раз-
реза от водоносных.
Анализ промыслового материала показал, что на обводнение сква-
жин большое влияние оказывают геологическое строение продук-
тивной части разреза и создаваемая при освоении и эксплуатации
скважин большая депрессия на слабопродуктивные пласты, а также
технологические факторы процесса цементирования. Для повыше-
139
ния качества цементирования в каждом районе вводятся свои рег-
ламенты на вскрытие и крепление пластов, особое внимание обра-
щается на «водоплавающие» залежи. Эти регламенты должны
предусматривать:
применение буровых растворов с минимальными реологическими
параметрами и водоотдачей;
использование буферных жидкостей;
обеспечение контакта цементного камня с колонной и породой:
установку заколонных пакеров:
оценку плотности цементного камня, качества разобщения по ре-
зультатам замеров АКЦ-1;
регламентирование давления при цементировании и депрессии на
пласты в процессе освоения и эксплуатации скважин;
проведение специальных изоляционных работ и повторного вскры-
тия.
Примером успешного применения цементного раствора на углево-
дородной основе могут служить скважины на Левкинской площади
Краснодарского края. При вскрытии кумских и подкумских
продуктивных нефтеносных отложений использовали известково-
битумный раствор плотностью 1,95 — 1,98 г/см3, а эксплуатацион-
ная колонна диаметром 40 мм была спущена на глубину 4900 м и
зацементирована в интервале 3200 — 4900 м облегченным нефтеэмуль-
сионным цементным раствором плотностью 2,02 — 2,04 г/см3.
Результаты акустического каротажа показали наличие контакта
цементного камня с обсадными трубами и стенками скважины во
всем интервале цементирования.
В промышленных условиях были также испытаны цементные
растворы с облегчающими добавками. В скважинах Копей-Кубовс-
кой площади в Башкирии при цементировании эксплуатационной
колонны был использован облегченный цементный раствор плотно-
стью 1,5 г/см3 за счет добавления пластмассовых микробаллонов
(5 %). В скважинах Шамхал-Булака в Дагестане был применен
цементный раствор плотностью 1,13 г/см3. В качестве облегчающей
добавки использовали измельченный отход полиэтилена. Результа-
ты цементирования оказались положительными.
При вскрытии продуктивной залежи с пластовым давлением
30 — 80 % от гидростатического с использованием пены цементный
раствор должен иметь плотность не более 0,4—0,9 г/см3. Это дости-
гается применением пенопроницаемых растворов.
При наличии зон АНПД в разрезах скважин в целях обеспечения
поднятия цементного раствора до проектной высоты используют
газонаполненные тампонажные системы, полученные путем подачи
воздуха компрессором или эжектором-аэратором в поток закачивае-
мого в скважину тампонажного раствора или с применением рецеп-
140
тур цементных растворов, включающих газогенерирующие реаген-
ты. Трехфазные газонаполненные тампонажные системы обладают
низкой плотностью, повышенной блокирующей способностью за счет
наличия газовой фазы при снижении нагрузок вышележащего стол-
ба вследствие зависания, обеспечивают поддержание внутрипорово-
го давления на уровне 90 % от условно-гидростатического, получе-
ние малопроницаемого прочного цементного камня с повышенными
адгезионными связями.
Аэрированные тампонажные суспензии представляют собой ус-
тойчивую смесь дисперсий (газа, жидкости, твердой фазы), получен-
ную путем аэрирования тампонажного раствора, который приготов-
ляют из портландцемента или алинитового цемента, затворенного на
технической воде.
В качестве пенообразователей следует применять поверхностно-
активные вещества, неонол АФ9-12, превоцелл марок 10,12, смеси
неиногенных и анионных ПАВ, образующих устойчивую пену в сре-
де тампонажного раствора.
В качестве замедлителей времени загустевания цементного рас-
твора рекомендуется использовать НТФ и ОЭДФ. Количество
замедлителя подбирается исходя из конкретных условий.
Степень аэрации (отношение объема воздуха, приведенного к нор-
мальным условиям, к объему тампонажного раствора) выбирается
из условия получения средней плотности столба тампонажного рас-
твора, обеспечивающей подъем его до проектной высоты без осложне-
ний. Требуемая степень аэрации достигается подбором соотношения
расхода жидкой и газовой фаз в зависмости от имеющихся технических
средств. Аэрацию производят компрессорами высокого давления
или компрессором буровой установки в совокупности с эжектором-
аэратором. До блока или к блоку манифольдов подсоединяют гидрав-
лический активатор, а в нагнетательной линии после блока мани-
фольдов размещают струйный диспергатор-смеситель. Подачу пено-
образователя осуществляют цементировочным агрегатом через
гидроактиватор к блоку манифольдов.
Основные контролируемые параметры аэрированных суспензий сле-
дующие: кратность пены, которая должна быть больше или равна 3;
устойчивость — отношение объема цементного камня к объему аэ-
рированного тампонажного раствора, которая должна быть равна 1 или
100 %; растекаемость приблизительно 14 см; плотность аэрированного
раствора не более 0,2 г/см3; время загустевания, определяемое на
цементных растворах с добавками пенообразователей и других реаген-
тов без принудительной аэрации (к полученному времени загустева-
ния добавляют 20 мин — поправка на замедляющий эффект аэрации).
Процесс цементирования скважин газонаполненными тампонаж-
ными материалами включает применение в качестве буферной жид-
141
кости трехфазной пенной системы с содержанием твердой фазы
портландцемента. Такая система в общем удовлетворяет основному
назначению буферной жидкости — предотвращению смешения про-
мывочной жидкости и цементного раствора.
Рекомендуемый диапазон добавок цемента для получения ста-
бильной буферной жидкости составляет 20—35 %. Эта система име-
ет запас свободной жидкости, способной участвовать в формирова-
нии новой структурированной и подвижной системы с глинистой
фазой промывочной жидкости и компонентами глинистой корки.
Придание буферной жидкости химически активных свойств при кон-
тактировании с глинистой коркой позволяют, помимо выполнения
разделительной функции, достичь эффекта разрушения глинистой
корки и выноса ее части из зоны цементирования. Известна рецеп-
тура химически активной буферной жидкости, при использовании
которой время полного разрушения фильтрационной корки толщи-
ной 3 мм в нормальных условиях составляет 1—5 мин (в зависимо-
сти от концентрации компонентов используемого состава). Компо-
ненты этой жидкости некоррозийно-активны и широко выпускаются
отечественной промышленностью. Используют буферную жидкость
объемом от 3 до 6 м3.
Физические особенности добываемого флюида газоконденсат-
ных скважин (низкая вязкость, малая плотность) обусловливают
повышенную вероятность каналообразования в затрубном простран-
стве в период ожидания затвердения цементного раствора (ОЗЦ).
Для предотвращений этих осложнений разработана технология це-
ментирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного
кольца в заколонном пространстве скважин, которая устанавливает
последовательность операций при выборе рецептур тампонажных
растворов, оценке его свойств, прогнозировании герметичности це-
ментного кольца в заданных геолого-технических условиях, а также
при выборе управляющих воздействий для предотвращения зако-
лонных проявлений и межпластовых перетоков. Важнейший эле-
мент этой технологии — процедура прогнозирования герметичности
цементного кольца по традиционным показателям с использованием
компьютерных прикладных программ.
Указанная процедура включает расчеты вероятности седимента-
ционного каналообразования в заколонном пространстве по стволу
скважины, изменения перового давления тампонажного раствора в
период ОЗЦ, вероятности флюидопроявлений по заколонному про-
странству на дневную поверхность, межпластовых перетоков проры-
ва посторонних флюидов в зоне перфорации при вызове притока и
в период эксплуатации. Эти расчеты позволяют целенаправленно
выдвигать обоснованные требования в количественном выражении
к показателям тампонажного раствора и камня, выполнение которых
142
исключает формирование седиментационных каналов в заданных
условиях заколонного пространства и снижает вероятность возник-
новения заколонных проявлений пластового флюида. Наиболее эф-
фективными методами регулирования седиментационной устойчиво-
сти и изолирующей способности являются снижение водоцементно-
го отношения до допустимых значений с применением пластифика-
торов, повышение вязкости жидкости затворения путем растворения
в ней высокомолекулярных полимеров (например, гипана, КМЦ, ПВС
ит. д.), повышение удельной поверхности порового пространства
введением тонкодисперсных наполнителей, сокращение сроков схва-
тывания, т. е. обеспечение минимума времени от окончания цементи-
рования до момента начала схватывания тампонажного раствора в
заколонном пространстве.
Один из основных этапов заканчивания нефтяных и газовых
скважин и их подземного ремонта — этап их освоения, решающий
задачу получения в минимальные сроки потенциально возможного
дебита и передачи скважины в эксплуатацию.
В результате анализа технико-экономических показателей и балан-
са календарного времени испытания эксплуатационный скважин пос-
ле окончания их бурением за несколько лет выявлено, что среднее
время испытания одной скважины колебалось в пределах 17 — 18 сут.
В подземном ремонте срок освоения больше. При этом производитель-
ное время составляет 30 %, т. е. около 5,4 сут, непроизводительное —
70 %, т. е. 12,6 сут, причем из них ожидание испытания занимает
22 % (4 сут), простои — 44 % (8 сут), остальное время, составляю-
щее 3—4 % (0,6 сут), уходит на ликвидацию осложнений и аварий.
Таким образом, из приведенных данных видно, что на протяже-
нии всех последних лет время, затрачиваемое непосредственно на
работы по испытанию скважины (перфорацию, спускоподъемные
операции, вызов притока, исследование скважины и вспомогательные
работы), занимает в среднем по нефтегазовым отраслям 5 — 6 сут,
остальное время (11 — 12 сут) тратится непроизводительно. Конеч-
но, применением более совершенных технологий, приемов, материа-
лов, воздействий на пласт еще можно сократить время, затрачивае-
мое непосредственно на испытание, но основной резерв резкого по-
вышения эффективности работ на этапе их испытания (до 12 сут из
18 сут) кроется в сокращении непроизводительного времени. Причем
две трети простоев приходится на внутрисменные простои (работа
бригады неполные сутки, по вине геофизических служб, технологи-
ческие перерывы, по метеоусловиям и пр.), одна треть — на ^истые
организационные простои (отсутствие НКТ, рабочей силы, оборудо-
вания, транспорта и т. д.). Значительную часть всего времени испы-
тания (22 %) занимают ожидания (т. е. те же простои) испытания
бригад по освоению, демонтажу бурового оборудования и т. д.
143
Примерно такое же положение отмечается во многих производ-
ственных объединениях: «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефте-
газ», «Ноябрьскнефтегаз», «Томскнефть», «Башнефть», «Пермнефть»,
«Оренбургнефть», «Удмуртнефть», «Ставропольнефтегаз», «Бело-
руснефть», «Мангышлакнефть», «Узбекнефть» и др. При анализе
состояния дел по вопросам освоения скважин после бурения и
подземного ремонта прослеживаются два направления по повыше-
нию эффективности работ в этой области:
улучшение организации работ с целью сокращения значитель-
ных (65 — 75 % общего времени строительства скважин) потерь
непроизводительного времени;
разработка новых прогрессивных технических средств и техно-
логических процессов.
В комплекс работ по освоению скважин входят создание гидро-
динамической связи в системе скважина — пласт, вызов притока
флюида из пласта и получение потенцильно возможного началь-
ного дебита. На всех этапах освоения скважин должно быть
исключено загрязнение коллектора, т. е. потеря добывных воз-
можностей скважины. Эта задача на каждом этапе решается
применением соответствующих рабочих агентов, выбором схем и
способов освоения скважин, очистки и обработки призабойной
зоны пласта.
Вторичное вскрытие нефтяных пластов в обсаженных скважи-
нах в отечественной практике производится преимущественно ку-
мулятивными перфораторами (более 98 %). Использование других
видов перфорации (гидропескоструйной, пулевой) незначительно
из-за сложности самого процесса (гидропескоструйная перфора-
ция), малой эффективности (пулевая перфорация) и возможности
нарушения крепи скважины (торпедная перфорация).
Разработкой технологии вторичного вскрытия и всей простре-
лочновзрывной аппаратуры (ПВА) в России занимается ВНИПИ-
взрывгеофизика, за рубежом — в основном фирмы «Дрессер
Атлас», «Шлюмберже», «Герхард Оуэн». Недостаток информации
осложняет задачу сравнения состояния перфорационных работ в
России и за рубежом. Анализ имеющегося материала позволяет сде-
лать следующие выводы.
1. Отечественная аппаратура уступает зарубежной по количеству
типоразмеров перфораторов, особенно малых диаметров, спускаемых
через насосно-компрессорные трубы.
2. Имеется отставание в области ассортимента ПВА целевого
назначения. Отсутствуют перфораторы для селективной перфора-
ции продуктивных пластов. В зарубежной практике появились
перфораторы с зарядами, облицовка которых вступает в реакцию
с породой, создавая трещины в приканальной зоне. Таким образом,
144
зарубежные фирмы, имея перечисленные технические средства,
обеспечивают решение значительно более широкого круга задач.
3. Слабо внедряется в отечественную практику прогрессивный
метод перфорации при депрессии на пласт, в основном по организа-
ционным причинам — это трудности с серийным производством
перфораторов, отсутствие надежных лубрикаторов, предназначенных
работать в среде как жидкости, так и газа.
Как и при первичном вскрытии, так и после глушения скважин
(вторичная перфорация), среда, заполняющая скважину при перфора-
ции, может оказать отрицательное действие на приствольную зону
при создании каналов сообщения. Исследования показали, что основ-
ной причиной снижения проницаемости коллектора является коль-
матация пристенных слоев каналов твердой фазой раствора. Неже-
лательно и поступление фильтрата среды, в которой производится
перфорация, но так как поступление фильтрата совсем предотвра-
тить невозможно, то последний не должен приводить к негативным
изменения фильтрационных характеристик коллектора.
До последнего времени этому вопросу уделялось мало вни-
мания. Согласно имеющейся информации, в 1,5 — 2 % случаев от
всего объема операций некоторые предприятия используют в ка-
честве перфорационной среды специальные жидкости. Например,
инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР) применяются в ПО «Глав-
тюмен нефтегаз», < Куйбышев нефтегаз»; водные растворы хлорис-
того кальция — в ПО «Главтюменнефтегаз», «Укрнефть», «Сара-
товнефтегаз», «Актюбинскнефть»; водные растворы ПАВ — в
ПО «Пермнефть», нефть — в ПО «Белоруснефть». В остальных
случаях перфорация осуществляется с использованием бурового
раствора, при котором производилось первичное вскрытие пласта.
В практике США широко применяется способ перфорации при
депрессии, в остальных случаях используются специальные жидко-
сти для заканчивания без твердой фазы на нефтяной или водной
основе или с кислоторастворимыми добавками. В качестве утяже-
ляющих добавок в жидкостях для заканчивания скважин обычно
применяют следующие неорганические соли: NaCl, СаВг2, СаСОз,
РеСОэ, ZnBr. Количество добавок зависит от конкретной характе-
ристики пласта.
В качестве технических средств для подачи жидкости при
освоении скважин применяются цементировочные агрегаты, воз-
душные передвижные компрессорные станции типов У КП-80,
КС-16/100, СД-9/101, азотные автомобильные газификационные
установки типа АГУ-8К.
Особого внимания заслуживают вопросы освоения сероводород-
содержащих месторождений, так как агрессивный и ядовитый серо-
водород осложняет или совсем исключает использование уже изве-
145
стный и апробированных технологий, например, снижение уровня
или аэрацию воздуха. Если для месторождений с высокими плас-
товыми давлениями проблем с созданием депрессии на пласт не
существует (для них достаточно лишь заменить буровой раствор
на более легкий), то для скважин с аномально низкими и близкими
к нормальным пластовым давлениями апробированных технологий
в отрасли не было.
В зарубежной практике имеется значительно больший выбор тех-
нологических схем заканчивания скважин.
Для вызова притока, кроме тартания и свабирования, в зару-
бежной практике широко используются передвижные азотные га-
зификационные установки. Имеющийся широкий типоразмерный
ряд этих установок производительностью от 1800 до 9000 м3/ч
газообразного азота на рабочие давления от 40 до 70 МПа и выше
обеспечивает эффективность проведения всего комплекса внутри-
скважинных работ: снижение забойного давления вплоть до пол-
ного «осушения* скважины; перфорацию при депрессии на пласт в
среде азота; азотнокислотные воздействия на пласт и другие опе-
рации. Использование азота обеспечивает полную взрывобезопас-
ность процессов.
В зарубежной практике с 1970 г. все более широкое распрос-
транение находят технологические процессы освоения скважин с
использованием специального оборудования с непрерывной колон-
ной труб, которые значительно облегчают и ускоряют спускоподъ-
емные операции. Оборудование смонтировано на шасси автомоби-
ля и включает в себя барабан большого диаметра, с намотанной на
нем колонной труб диаметром 19—25 мм. Длина наматываемых на
барабан труб колеблется от 700 до 5500 м. Специальный механизм
подачи через лубрикатор может подавать гибкие трубы непосред-
ственно в НКТ, находящиеся под давлением. Газообразный азот,
специальные жидкости и другие агенты подаются через ступицу
барабана по гибким трубам в скважину. Агрегат обслуживается
одним оператором. Такая установка предназначена для самых раз-
личных операций: очистки песчаных пробок, замены жидкости
одного типа другой жидкостью или газом (при вызове притока),
цементирования, кислотной обработки, гидроразрыва пласта, спуска
и подъема под давлением и др. Работы могут проводиться при
давлениях до 31 МПа. Подобного оборудования в России не вы-
пускается.
Разработка жидкости применительно к условиям Кубани (Ку-
щевское ПХГ) произведена исходя из следующих требований:
1) обеспечение наиболее полного вытеснения фильтрата бурово-
го раствора из затрубного пространства;
2) растворение в течение 4—5 сут герметика щелей фильтра;
14в
3) удаление жидкости заканчивания из затрубного пространства
через щели фильтра потоком газа при освоении;
4) сохранение коллекторских свойств пласта;
5) легкая утилизация жидкости после применения, без нарушения
требований охраны окружающей среды.
Указанным требованиям удовлетворяют гидрофобно-эмульсион-
ные растворы, которые нашли достаточно широкое применение в
промысловой практике [7,49,69,86].
Для условия Кущевского ПХГ (пластовая температура 46 ’С)
принят раствор следующего состава:
газовый конденсат — 15 — 20%;
2—4%-ный водный раствор NaCi или СаС12 — 80—85 %;
эмульгатор РЭМ (ТУ 10-191-032-01-90) — 0,3 —0,7 %;
песок с размером частиц 0,8 — 1,2 мм — 300—400 кг на 1 м3.
Плотность эмульсии — 0,95 г/см3.
Реологические параметры раствора при температуре 46 ‘С:
пластическая вязкость — 60 мПа • с;
предельное динамическое напряжение сдвига — 90 дПа;
статическое напряжение сдвига через 10 мин — 40 дПа;
время начала фазового расслоения эмульсии — 5 — 6 сут.
После деструкции эмульсии вязкость компонентов составляет
около 1 — 2 мПа • с.
Наличие песка необходимо для повышения вытесняющей способ-
ности эмульсионного раствора, а также предварительной обсыпки
фильтра. Фракционный состав песка выбран из условия, чтобы на
щели формировался устойчивый свод, что обеспечивается при отноше-
нии ширины щели к среднему размеру частиц 2—3. Транспорта-
бельность песка обеспечивается высокими реологическими свойствами
раствора.
Исследование растворения битума в щели произведено при тем-
пературе 46 *С на модели, имеющей натуральные размеры щели
(в мм): длина — 100, ширина — 2,5 и глубина — 12. Модели щели,
заполненные битумом, помещались в эмульсию, нагретую до 46 *С.
Растворение битума определялось по изменению массы модели.
Исследования показали, что растворение битума в щели, откры-
той с одной стороны, происходит в течение 4 сут, а в щели, открытой
с двух сторон — в течение 3 сут, т. е. процесс растворения заверша-
ется до начала деструкции эмульсии.
Объем затрубного пространства фильтра составляет порядка
4,4 м3, требуемый объем эмульсии — 4,0 м3, песка — 1,5 т (0,6 м3),
расход битума на герметизацию щелей — 4,5 л или 0,11 % от
объема эмульсии.
Закачка жидкости в затрубное пространство фильтра произ-
водится после проведения в скважине электрометрических работ
147
и осуществляется по бурильной колонне, на которой спущен
фильтр, и внутренней колонне, размещенной в фильтре. Продав-
ливание производится жидкостью, обеспечивающей гидростати-
ческое давление на забой, превышающее пластовое не менее чем
на 5 %.
После этого в скважине производятся работы по раскрытию па-
кера, отсоединению бурильных труб от подвесного устройства и их
подъему вместе с внутренней колонной труб, по спуску эксплуатацион-
ной колонны, оборудования устья скважины и подготовке скважины
к освоению.
За этот период времени в скважине происходят растворение би-
тума в щелях фильтра и деструкция эмульсии. Примечателен под-
ход к решению этой проблемы в США.
7.4. МАТЕРИАЛЫ, ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ
И СИСТЕМЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ
И ЗАКАНЧИВАНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ
И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН КОМПАНИИ
«ЭМ-АЙ ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ» К* ЛТД
Компания «Эм-Ай Дриллинг Флюида» К* ЛТД стремится оста-
ваться лидером в области разработки новейших систем буровых
растворов, открывая все новые возможности химии, совершенствуя
технологию их производства с тем, чтобы поднять уровень разрабо-
ток на небывалую высоту, имея в виду конечную цель — повыше-
ние скорости и качества бурения и заканчивания вертикальных и
горизонтальных скважин.
Разработанные компанией реагенты не имеют себе равных,
они буквально произвели революцию в индустрии производства
буровых растворов, позволив максимально увеличить скорость
бурения скважин и до минимума сократить число возможных ос-
ложнений.
Компания предлагает заказчикам экологически безвредные,
технологически совершенные системы и продукты, понимая,
что современные буровые растворы должны не только удов-
летворять критериям экологической безопасности, но и превос-
ходить по своим технологическим показателям все разрабо-
танные ранее системы, обеспечивая их экономическую эффектив-
ность.
Новадрил — малотоксичная эмульсионная система на основе
синтетических материалов, обеспечивающая устойчивость ствола
скважины, обладающая ингибирующими и смазывающими свойства-
148
ми, устойчивая к температурным воздействиям: ранее эти качества
обеспечивались токсичными буровыми растворами на углеводород-
ной основе.
Главным компонентом Новадрила является Новасол — синтетичес-
кий олигомер. В состав Новадрила входят также три новых продук-
та: Новамул, Новавет и Новамод.
Энвиротерм — система бурового раствора для бурения высоко-
температурных скважин, не содержащая хром и пригодная для буре-
ния экологически чувствительных площадей. Энвиротерм устой-
чив к воздействию температур, превышающих 204 *С. В состав
Энвиротерма входят два продукта: Сперсен CF — запатентован-
ный, не содержащий хром лигносульфонат, и новый продукт Тер-
мекс, представляющий собой водорастворимую полимерную смолу;
оба компонента выполняют роль основных температурных стаби-
лизаторов.
МСАТ — система бурового раствора на водной основе с ис-
пользованием катионов для обеспечения устойчивости стенок сква-
жин, сложенных глинистыми сланцами; приближается к системе
буровых растворов на углеводородной основе. Два катионных по-
лимера МСАТ и МСАТ-А обеспечивают необходимые ингибирую-
щие свойства при бурении химически активных, разбухающих вяз-
ких глин гумбо. В отличие от других катионных систем МСАТ
совместима с обычными анионными полимерными добавками, регу-
лирующими такие реологические свойства жидкостей, как вязкость
и водоотдача.
KLA-CURE — ингибитор гидратации — представляет собой
водорастворимый, экологически безвредный органический состав,
предназначенный для предотвращения разбухания и диспергиро-
вания химически активных глин. Уникальный химический состав
KLA-CURE обеспечивает его совместимость практически со всеми
системами буровых растворов. Применение KLA-CURE повышает
экономичность буровых растворов за счет уменьшения их разбав-
ления водой вследствие диспергирования химически активных час-
тиц глины.
PIPE-LAX ENV — это, в сущности, лучший из всех известных
малотоксичный состав для освобождения прихваченной колонны бу-
рильных труб вследствие воздействия дифференциального давле-
ния. Он легко смешивается и приготавливается. Для этого необхо-
димо лишь правильно взвесить материал, чтобы получился раствор
необходимой плотности. PIPE-LAX ENV выполняет также роль
эффективного смазочного материала. Промысловые испытания по-
казали, что эффективность PIPE-LAX ENV равна эффективности
токсичных растворов для освобождения прихваченных труб на ос-
нове углеводородов.
149
ОСНОВНЫЕ ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
СИСТЕМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ КОМПАНИИ
«ЭМ-АЙ ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ» К* ЛТД
Новадрил: скважины с резким изменением направления ствола;
бурение морских буровых платформ для плавучих оснований;
глубоководное бурение; бурение замкнутых систем; бурение вы-
соконапорных газовых скважин; бурение высокотемпературных
газовых скважин. Для вскрытия поглощающих горизонтов не при-
меняется.
МСАТ: при бурении зон осложнений, сложенных глинистыми
сланцами; при бурении сланцев с большим содержанием вязких глин
гумбо; наклонно направленные и горизонтальные скважины; при
высокой стоимости удаления шлама; при ограниченных возможнос-
тям применения буровых растворов на углеводородной основе; при
высокой стоимости бурения. При бурении в нормальных условиях
не используется.
Энвиротерм: высокотемпературные скважины (вертикальные и
горизонтальные); экологически чувствительные площади: площади
с ограничением применения хрома.
KLA-CURE: области применения — разбухающие сланцы;
диспергирующие сланцы; сланцы гумбо; замкнутые системы; на-
клонно направленные и горизонтальные скважины.
PIPE-LAX ENV: бурение на шельфе; экологически чувствитель-
ные площади; ограниченные возможности приготовления буровых
растворов.
Указанные системы получили широкое применение в самых раз-
личных условиях на море и на суше в Америке, Европе, Австралии.
СИСТЕМА НОВАДРИЛ
Система Новадрил была специально разработана в качестве аль-
тернативы бурению с применением обычных растворов или раство-
ров на углеводородной основе. Эта система, не имея в своем составе
углеводородов, обладает всеми преимуществами буровых растворов
на углеводородной основе — ингибирующими, смазывающими свой-
ствами, низкой водоотдачей, устойчивостью к температурным воздей-
ствиям, увеличению содержания твердой фазы и химических реаген-
тов, легкостью в обращении.
Новадрил разработан на основе синтетического материала, не ток-
сичного по отношению к морской среде. Все вещества, входящие в
состав Новадрила, экологически безвредны и не содержат каких-
либо масел на нефтяной основе. Поэтому в обычных условиях бу-
рения сброс шлама или бурового раствора не более токсичен, чем
при бурении с использованием раствора на водной основе.
ISO
Система Новадрил представляет собой эмульсию, в которой жид-
кое синтетическое вещество Новасол является жидкой фазой, в то
время как соляной раствор служит в качестве диспергированной
фазы. Плотность раствора может варьировать от плотности неутя-
женного раствора до 2,16 г/см3. Водосинтетическое соотношение
может изменяться от 40/60 до 10/90 в зависимости от плотности
раствора и содержания твердой фазы. Ежедневное регулирование
свойств бурового раствора, заключающееся в анализе и обработке
системы, осуществляется аналогично регулированию свойств раство-
ров на углеводородной основе.
Новадрил — очень гибкая система, рецептура которой может
удовлетворять любым условиям бурения. Несмотря на то, что она
предназначалась для использования в экологически чувствительных
регионах, в которых технологический регламент предусматривает
применение растворов на углеводородной основе, ряд уникальных
особенностей этой системы позволяет успешно использовать ее вместо
обычных буровых растворов на углеводородной основе.
Ниже приводятся основные преимущества этой системы:
низкая токсичность;
повышенные безопасность и надежность;
пониженная газорастворимость;
более высокая смазывающая способность;
дает более четкое представление о характере пластового флюида
при пробной эксплуатации;
хорошая совместимость с эластомерами;
повышенная теплопроводность.
Новамул (первичный эмульгатор) — продукт, специально пред-
назначенный для получения устойчивых эмульсий с жидким Нова-
солом в качестве дисперсной среды и рассола в качестве внутренней
фазы.
Новавет (смачивающий агент) — поверхностно-активный реа-
гент — предназначен для эффективного смачивания барита, гемати-
та, а также твердой фазы низкой плотности в системах Новадрил.
В системе Новадрил могут применяться другие вещества по спе-
циальным назначениям:
Новамод — реологический модификатор;
VG-69 — органофильная глина;
VERSA-HRP — загуститель;
VERSA-16 — понизитель водоотдачи.
Новасол. В отличие от дизельного или минерального масла син-
тетическая жидкость Новасол, являющаяся основой системы Новад-
рил, производится непосредственно или косвенно из сырой нефти.
Минеральные масла содержат широкий спектр углеводородов раз-
личной токсичности, в том числе некоторые ароматические соедине-
151
ния. Новасол синтезируется таким способом, который исключает
содержание токсичных углеводородов, характерных для минераль-
ных масел. Содержание ароматических веществ, в частности в Нова-
соле, равно нулю. Токсичность получаемого в результате неводного
раствора на несколько порядков меньше токсичности минеральных
масел.
Состав и свойства. Новадрил — очень гибкая и многофунк-
циональная система. В табл. 61 приведены примеры рецепту-
ры системы с водосинтетическим отношением 30/70 для буро-
вых растворов плотностью 1,09, 1,39 и 1,56 г/см3. Простота
ее очевидна. Параметры образцов бурового раствора приведены
в табл. 62.
Параметры бурового раствора в системе Новадрил можно
легко регулировать с помощью различных вспомогательных
добавок аналогично буровым растворам на углеводородной
основе. Например, введением реологического модификатора
Таблица 61
Типичная рецептура системы Новадрил
с водосинтетическим отношением 30/70
Состав Номер раствора (плотность, г/см3)
1 (1,09) 2(1,32) 3(1,56)
Новасол, м3 1 0,91 0,81
СаС12, м3 0,46 0,45 0,43
Новамул, кг/м3 14,265 14,265 14,265
Новавет, кг/м3 13,79 13,79 13,79
Са(ОН)„ кг/м3 41,37 41,37 41,37
VG-69, кг/м3 14,265 0,65 13,79
Барит, кг/м3 165,5 473,6 787,4
Таблица 62
Типичные свойства системы Новадрил
с водосинтетическим отношением 30/70 при температуре 48,9 *С
Свойства Номер раствора (плотность, г/см3)
1 (1,09) 2 (1,32) 3(1,56)
Пластическая вязкость, мПа с Предел текучести, кПа Показания вискозиметра при частоте вращения: 6 об/мин 3 об/мин СНС,.,в,кПа Напряжение электропробоя, В Водоотдача при температуре 121 'С и давлении 500 МПа, см3 26 3,35 4 3 4/5 392 4,8 31 1,92 3 2 4/5 385 6,2 44 4,79 6 5 5/7 635 4,8
152
можно повысить нижний предел скорости сдвига бурового ра-
створа.
Приготовление этих растворов на буровой или в лабораторных
условиях аналогично приготовлению растворов на углеводородной
основе.
Данные вискозиметра Хаксли - Бертрама свидетельствуют о
том, что изменение реологических характеристик системы Новад-
рил под воздействием моделируемых изменяющихся температур и
давлений на забой аналогично системе бурового раствора на угле-
водородной основе.
Проведенные в Норвегии и Нидерландах лабораторные исследова-
ния подтвердили, что Новадрил подвержен биологической деструк-
ции как в аэробных, так и в анаэробных условиях. Фактическая
скорость накопления шлама во времени лучше всего определяется с
помощью замеров, производимых на морском дне. В проведенных в
последнее время исследованиях отмечалась полная биологическая
деструкция алифатических материалов, аналогичных Новасолу, в ре-
зультате воздействия сульфатвосстанавливающих бактерий. Эти бак-
терии, вероятно, являются основной причиной анаэробной биодес-
трукции в условиях морского бурения.
Исследования по определению токсичности Новадрила в водной
среде подтвердили его приемлемость для использования в морском
бурении.
Проведенные в США исследования по определению токсичнос-
ти системы Новадрил плотностью 1,2 г/см3 при водосинтетичес-
ком соотношении 20/80 с помощью микроорганизмов Mysidopsis
bahia, на которые воздействовали в течение 96 ч, показали, что
летальная его концентрация LC^ превышает 200 000 ppm. Это
значение LC^ в несколько раз превышает значение летальной
концентрации типичных буровых растворов на углеводородной
основе.
Проведенные в Великобритании исследования токсичности с
использованием микроорганизмов Crangon crangon дали довольно
приемлемые результаты как для основного раствора Новадрила
(> 1800 мг/л), так и для системы (> 32 000 мг/л). Исследование
по определению биологического накопления показали, что Нова-
сол не накапливается в тканях живых организмов. Эти результаты
позволили Департаменту по делам энергетики присвоить Новадри-
лу нулевую классификационную категорию по шкале токсичности
химических реагентов.
Полномасштабные исследования токсичности проводились так-
же в Норвегии с использованием водорослей, ракообразных и
двустворчатых моллюсков. Во всех случаях значения концентра-
ции LCM значительно превышали минимальный уровень.
153
СИСТЕМА ЭНВИРОТЕРМ
Система Энвиротерм представляет собой экологически безвред-
ную жидкость на водной основе, предназначенную для бурения на
площадях с высокими пластовыми давлениями и температурой. Си-
стема сохраняет устойчивость в присутствии таких загрязнителей,
как двухвалентные ионы, соленые и кислые газы.
Энвиротерм предназначен для использования в условиях забой-
ных температур, достигающих 204 *С. В рецептуру Энвиротерма
входят два спецпродукта: Сперсен CF — лигносульфонат, не содер-
жащий хром, и Термекс — водорастворимая полимерная смола. Сис-
тема может применяться в пресной и морской воде, а также в раство-
рах, добавление электролитов в которые не оказывает отрицатель-
ного воздействия на вязкость.
Устойчивость системы Энвиротерм является следствием мини-
мальной концентрации химически активной твердой фазы и частич-
ного замещения бентонита полимерами. Реологические и тиксотроп-
ные свойства системы поддерживаются непрерывным ежедневным
введением целлюлозных или биополимерных веществ. Из полиме-
ров чаще всей применяются Полипак, ХСД или СМС (КМЦ)- Не-
прерывная безвредная термальная деструкция полимера относится к
его положительным свойствам.
Наиболее важный параметр системы Энвиротерм — минимальное
содержание химически активной твердой фазы. Регулирование со-
держания твердой фазы в растворе имеет первостепенное значение,
поэтому невозможно переоценить оптимальное использование всего
имеющегося оборудования для очистки бурового раствора. Этим
фактором в первую очередь руководствовались сотрудники фирмы
при разработке системы Энвиротерм.
Система Энвиротерм состоит из пяти основных компонентов.
1. М-1 GEL обладает свойствами фильтрационной корки бурово-
го раствора. Добавления М-1 GEL (вайомингского бентонита) ми-
нимальны. Максимальное понижение концентрации бентонита
существенно понижает любую возможность флокуляции. Уменьше-
ние содержания химически активной твердой фазы повышает тер-
мальную устойчивость за счет предупреждения гелеообразования
вследствие воздействия высоких температур. Однако для предуп-
реждения оседания твердой фазы в статических условиях большое
значение имеет поддержание низкой концентрации бентонита. Не-
большое количество бентонита также необходимо для понижения
водоотдачи и выполнения функции фильтрационной корки.
2. Полимеры (регулируют вязкость и водоотдачу). Применяе-
мыми в этой системе полимерами чаще всего являются Полипак,
XCD или СМС. Хотя применяемые полимеры подвержены терми-
154
ческой деструкции, небольшое количество бентонита обеспечивает
необходимую основу для возникновения статической суспензии. Это,
в свою очередь, обусловливает низкие значения статического напря-
жения сдвига при одновременном уменьшении возможности высо-
котемпературного гелеобразования. Полимеры обеспечивают обра-
зование суспензии утяжеляющих материалов на поверхности, а так-
же облегчают регулирование значений водоотдачи АНИ.
3. Спврсен CF (дефлокулянт), не содержащий хромлигносульфо-
нат, обеспечивает всестороннюю стабильность раствора путем пре-
дупреждения высокотемпературного гелеобразования и флокуля-
ции при одновременном снижении водоотдачи в условиях высоких
температур и давления. Право производства Сперсена CF принадле-
жит исключительно компании «Эм-Ай Дриллинг Флюидз» ЛТД.
4. Таннатин (понизитель) — химическое соединение лигни-
на — применяется в качестве основного понизителя водоотдачи. Сте-
пень его диспергирующего воздействия зависит от уровня pH. Уро-
вень pH системы Энвиротерм, как правило, равняется 9 — 11
и поддерживается добавлением каустической соды NaOH или гидро-
ксида калия КОН. Оптимальный уровень pH составляет 10,5. Если
температура на забое меньше 135 ’С, то можно использовать Полипак.
5. Термекс — синтетическая смолянистая добавка, представляю-
щая собой жидкий полимер. Это не загущающий, высокотемператур-
ный реологический стабилизатор и регулятор водоотдачи, применя-
ющийся в буровых растворах на основе пресной, соленой, морской
воды или кальция. Термекс является важным составным элементом
буровых растворов, не содержащих хром и устойчивых к воздей-
ствию высоких температур (>204 *С), предназначенных для исполь-
зования в агрессивных средах в экологически чувствительных ре-
гионах. Этот компонент особенно эффективен в буровых растворах
повышенной плотности, в которых требуется регулирование высо-
котемпературного гелеобразования, а также в тех случаях, где водо-
отдачу можно регулировать без увеличения вязкости. Способность
Термекса предотвращать загустевание бурового раствора делает его
намного эффективнее других добавок, применяющихся в высоко-
температурных условиях.
Типичные физические свойства
Внешний вид.........................Жидкость цвета крас-
ного бургундского вина
Плотность при температуре 24 ’С, г/см3. . . 1,13
Растворимость в пресной воде, %.....100
Температура вспышки, *С.............>93
Показатель pH.......................10,7
Температура текучести, ’С...........4
Обычно для обработки раствора вводят от 11,4 до 34,2 кг/м3
Термекса в зависимости от необходимого уровня стабильности или
1SS
водоотдачи, химического состава жидкой фазы, а также от условий
бурения. Термекс совместим со всеми широко распространенными
анионными и неионным добавками к буровым растворам. Преиму-
щества добавки Термекс приведены ниже:
уменьшает высокотемпературную флокуляцию и гелеобразование;
понижает водоотдачу, не увеличивая вязкость жидкой фазы ра-
створа;
улучшает качество фильтрационной корки за счет уменьшения ее
проницаемости;
Обеспечивает регулирование водоотдачи раствора при темпера-
туре, превышающей 204 *С;
температурный диапазон применения Термекса намного шире, чем
у буровых растворов на водной основе;
устойчивость Термекса к вредному воздействию хлорида и каль-
ция превышает 130 000 и 2500 мг/л соответственно;
относительно невосприимчив к воздействию твердой фазы;
обеспечивает регулирование водоотдачи в неблагоприятных ус-
ловиях;
не содержит хром (а также другие тяжелые металлы).
Ограничения: высокие концентрации электролита (>100 000 мг/л)
могут потребовать увеличения концентрации продукта. Для оп-
ределения оптимального уровня обработки рекомендуется прово-
дить пробные испытания. Ниже приведена рецептура основного
состава раствора плотностью 1,44 г/см3. С увеличением плотно-
сти раствора и температуры на забое повышается концентрация
Термекса.
Основной химический состав
(кг/м9) раствора плотностью
1,44 г/см9
М-1 GEL............42,8
Сперсен CF.........34,2
Термекс............42,8
NaON...............2,85
Известь............5,71
Полипак............2,85
Система является термически устойчивой, так как не обнаружено
никаких признаков флокуляции или гелеобразования с сохранением
способности регулирования водоотдачи.
Не содержащий хрома лигносульфонат, однако, разлагается при
воздействии высоких температур до 204 ’С. Для предупреждения
деструкции лигносульфоната можно использовать доступные оса-
дочные дисперганты или смолы. Температурная устойчивость Тер-
мекса равна 238 ’С. Раствор плотностью 1,44 г/см3 был загрязнен
смесью, состоящей из твердой фазы низкой плотности и соли. За-
грязняющие вещества включали 5 % (объемная доля) бентонита и
Rev Dust плюс эквивалент хлорида концентрацией 20 000 мг/л.
156
Раствор обрабатывали Сперсеном CF из расчета 11,4 кг/м3 и
каустической содой — 2,85 кг/м3. Наблюдалась явная флокуля-
ция бентонита хлоридом натрия. Хотя в данном случае потребова-
лось ввести М-1 GEL в количестве 42,8 кг/м3, обычный уровень
составляет 14,3 — 28,5 кг/м3 для системы плотностью 1,44 г/см3.
Исследование показало, что загрязняющая соль влияет прежде всего
на реологические свойства раствора, а не на водоотдачу. Несмотря
на то что обработка раствора Сперсеном CF уменьшает значения
показателей реологических свойств, введение химических добавок
и применение оборудования для очистки бурового раствора с не-
большими добавлениями воды поможет исправить положение. Ниже
приведена рецептура системы Энвиротерм плотностью 1,8 г/см3.
Основной состав (г/см*)
системы Энвиротерм плотностью
1,8 г/см*
М-1 GEL.............1,44
Сперсен CF..........1,80
Термекс.............1, 80
ЫаОЫ................0,12
Известь.............0, 24
Полипак.............0,03
СИСТЕМА МСАТ
Катионполимерная система буровых растворов на водной основе
МСАТ — одна из новейших систем буровых растворов на водной
основе, в которой используются редкие катионные полимеры, обес-
печивающие очень высокую устойчивость глинистых сланцев. Она
предназначена для бурения водочувствительных сланцев, содержа-
щих глины повышенной химической активности.
Катионные полимеры адсорбируются в большей степени, чем ани-
онные, прикрепляясь к поверхности глин с преимущественно отри-
цательными зарядами. Такая сильная адсорбция может использо-
ваться для улучшения обволакивающих и подавляющих разбухание
глин свойств, а следовательно, для повышения ингибирующей спо-
собности раствора. Практика показала, что буровые растворы, со-
держащие правильно подобранные катионные полимеры, имеют бо-
лее выраженные ингибирующие свойства, чем обычные буровые
растворы на водной основе.
Использовавшиеся ранее катионные полимеры в буровых раство-
рах не дали положительных результатов вследствие их высокой
токсичности и сильного взаимодействия с другими добавками к бу-
ровым растворам. Токсичность применявшихся ранее катионных
полимеров обусловила их полную непригодность для использования
в буровых растворах по экологическим соображениям, в то время
как сильное взаимодействие с другими добавками понизило их эф-
157
фективность вследствие возникновения сильной флокуляции и осаж-
дения бентонита, шлама, анионных полимеров и утяжелителей.
Катионные полимеры низкой токсичности тщательно выбирают-
ся с тем, чтобы, обеспечивая ингибирования глинистых сланцев, не
нарушать экологического равновесия.
Система МСАТ состоит из обволакивающего полимера (МСАТ),
подавляющего разбухание сланцев полимера (МСАТ-А) и водной
фазы с повышенным содержанием хлоридов. Рецептура МСАТ дол-
жна быть совместимой с обычными анионными полимерами и утя-
желителями. В целях усиления ингибирующих свойств в качестве
вспомогательного обволакивающего частицы глины реагента может
также применяться неионный полимер (EMI-175).
Ввиду повышенной ингибирущей активности систему МСАТ мож-
но рассматривать в качестве альтернативы буровым растворам на
углеводородной основе. Низкий уровень токсичности системы МСАТ
делает ее незаменимой для использования при бурении на шельфе и
в других экологически восприимчивых регионах.
Многие осложнения, возникающие при бурении глинистый слан-
цев, вызываются гидратацией (поглощением воды) глин, изменяю-
щей физическую прочность сланцев, в результате чего происходит
размельчение шлама, разбухание и обвал стенок скважины. Для
повышения устойчивости стенок скважины, сложенных глинистыми
сланцами, и предотвращения размельчения шлама необходимо пони-
зить гидратацию глин в процессе бурения.
К глинам, вызывающим наиболее серьезные осложнения, относятся
смектиты, иллиты, а также смешанно-слоистые глины. Их обычно
называют глинами с соотношением слоев 2:1. Каждый слой состоит
из алюминиевой прослойки (восьмигранной), расположенной между
двумя силикатными прослойками (четырехгранными). Ввиду ион-
ного замещения в восьмигранных и (или) четырехгранных прослой-
ках на поверхности каждого слоя образуется общее отрицательное
поле. Эти отрицательные заряды уравновешены, а слои слабо притя-
гиваются друг к другу межслойными катионами. В процессе гидра-
тации может происходить притяжение молекул воды к межслойным
катионам, а также к слоям глины с помощью водородной связи.
Важным следствием стабилизации глинистых сланцев, трудно под-
дающейся количественному измерению, является сохранение их фи-
зической целостности. Исследования диспергирующей способности
бурового раствора методом роллинг-теста (горячей обкатки) с ис-
пользованием сланцев гумбо выявили основные различия в сохра-
нении целостности сланцев в результате воздействия МСАТ и РНРА
(частично гидролизованного полиакриламида).
После проведения горячей обкатки в течение всей ночи при тем-
пературе 65 *С частички глинистых сланцев, регенерированные из
158
системы МСАТ, имели четкие угловатые очертания и твердую струк-
туру, и, наоборот, частички глинистых сланцев, регенерированные
из системы РНРА, были мягче, с явными признаками набухания.
После высушивания при температуре 65 °C в течение 4 ч глинис-
тые сланцы снова погрузили в пресную воду. Частички глины из
системы РНРА диспергировались быстро, в то время как частички
глины системы МСАТ практически не изменились. Спустя 24 ч
последние существенно не изменились и оставались окруженными
свободной водой, однако частицы системы РНРА продолжали дис-
пергироваться и поглотили всю имеющуюся воду. Это испытание
подтвердило не только эффективность двойного ингибирования, обес-
печиваемого катионными полимерами, но также необратимость изме-
нения физических свойств сланцев.
МСАТ (основной обволакивающий реагент) — это высо-
комолекулярный катионный полимер, применяемый для обволакива-
ния частиц глины в буровом растворе системы МСАТ. Кроме того,
он выполняет функцию вспомогательного реагента, регулирующего
вязкость и водоотдачу. Для обеспечения эффективного обволаки-
вания частиц глины рекомендуется использовать МСАТ плотностью
2,85—8,56 кг/м3. МСАТ следует вводить в заранее приготовлен-
ный буровой раствор, хотя его можно добавлять и непосредственно
в циркуляционную систему.
МСАТ-А (ингибитор набухания) — низкомолекулярный катион-
ный полимер, представляющий собой жидкое вещество и применяю-
щийся для ингибирования набухания глинистых сланцев в системе
МСАТ. Рекомендуемая концентрация МСАТ-А составляет
8,56—17,12 кг/м3. При ежедневной обработке раствора рекомен-
дуется вводить в него заранее приготовленную смесь системы;
МСАТ-А можно добавлять и непосредственно в циркулирующий
раствор или в приемную емкость, расположенную рядом с глино-
мешалкой.
Ниже представлены типичные свойства приготовленной в лабо-
раторных условиях системы МСАТ на основе морской воды.
Типичные свойства системы МСАТ при температуре 48,9 *С
Плотность, г/см3................................ 1,09
Пластическая вязкость, мПа с.................... 15
Предел текучести, кПа........................... 2,39
СНС, кПа.....................................0,96/1,92
Водоотдача (по прибору АНИ), мл.................. 7,0
Водоотдача при температуре 12 ГС и давлении
3,51 МПа, мл.................................. 34,0
Концентрация хлоридов, мг/л................... 37 000
Показатель pH................................. 8.5
1,44 1,80
25 40
7,18 9,58
1,44/2,87 2,39/4,79
4,0 3,0
12,0 12,4
37 000 37 000
8.5 8.5
Система МСАТ, аналогично другим полимерным системам буро-
вых растворов, должна приготавливаться по специальной методике.
159
При строгом соблюдении методики приготовления можно получить
оптимальные параметры бурового раствора, обеспечивающие повы-
шение устойчивости стенок скважины, сложенных глинистыми слан-
цами. Ввиду уникальной природы катионных полимеров очень важ-
но не допускать их нежелательного взаимодействия или выпадения
в осадок в процессе приготовления.
Рекомендуется также при возможности заранее готовить смесь
вводимых в раствор добавок.
Предварительное перемешивание позволяет регулировать предел
текучести и концентрацию вводимых в систему продуктов. Однако
при необходимости все добавки могут вводиться непосредственно в
циркуляционную систему. Особенно рекомендуется перед введени-
ем в систему новых продуктов производить пробное испытание в
целях определения их совместимости и эффективности.
Перед разбуриванием цементного кольца с использованием сис-
темы МСАТ необходимо провести ее предварительную обработку
кислотными химическими реагентами, такими как лимонная кислота,
для предотвращения деструкции катионных полимеров в результате
воздействия высокого pH. Не рекомендуется, чтобы значение pH
превышало 9,5.
Для обеспечения эффективной работы системы бурового раст-
вора объемное содержание твердой фазы с низкой плотностью
должно быть менее 6 %. Это достигается разбавлением и (или)
механической очисткой бурового раствора. Если объемное содер-
жание твердой фазы с низкой плотностью превышает б %, то может
произойти увеличение вязкости, предельного СНС и водоотдачи.
Такие загрязнители, как гипс, ангидрит и различные соли, незна-
чительно влияют на реологические свойства системы МСАТ по срав-
нению с другими растворами на водной основе. При возникновении
термальной или биологической деструкции реагента Поли-Сэл эф-
фективность регулирования водоотдачи может понизиться, что пот-
ребует введения некоторого количества МСАТ.
Проведенные испытания по определению токсичности реагентов
в водной среде с использованием микроорганизмов Mysidopsis bahia
показали, что системы буровых растворов с добавлением катионных
полимеров и МСАТ имеют низкий уровень токсичности.
СИСТЕМА KLA-CURE
Ингибитор гидратации KLA-CURE — это водорастворимое,
экологически чистое органическое соединение, предназначенное для
уменьшения диспергирования и набухания химически активных по-
род. Применение KLA-CURE эффективно предупреждает гидра-
тацию глинистых сланцев или глин гумбо, а также уменьшает нали-
160
пание шлама на долото. KLA-CURE может использоваться в
растворах на основе пресной, морской воды или в утяжеленных
буровых растворах, без ухудшения их свойств.
Внешний вид.....................................Жидкость янтарного
цвета
Плотность при температуре 15,55 *С, г/см3 .... 1,22
Растворимость в пресной воде, %..............100
Температура, "С:
вспышки....................................>93
текучести..................................-17,8
Показатель pH.................................6,5 —7,5
KLA-CURE может вводиться непосредственно в любой раствор
на основе пресной, морской или соленой воды без специальной методики
и необходимости приложения сдвигающего усилия и воздействует
только на химические активные глины, которые еще не диспергирова-
лись. Поэтому рекомендуется перед разбуриванием химически ак-
тивных пород предварительно обработать раствор KLA-CURE. Если
для регулирования вязкости или водоотдачи применяется М-1 GEL
(бентонит), то необходимо произвести его предварительную гидра-
тацию перед введением в обработанный KLA-CURE буровой ра-
створ. Оптимальные показатели достигаются при минимальной кон-
центрации 11,4 кг/м3. Обычные концентрации могут составлять
11,4 — 22,8 кг/м3 в зависимости от диаметра ствола, протяженности
интервала, а также от мощности пласта, сложенного химически ак-
тивными глинистыми сланцами. Показатели метода метиленового
голубого в системе KLA-CURE остались относительно низкими.
Значительное увеличение показателей МВТ может быть следствием
недостаточной обработки KLA-CURE. Применение KLA-CURE пре-
дупреждает образование комков шлама и облегчает его удаление из
скважины.
Преимущества KLA-CURE приведены ниже:
эффективный ингибитор гидратации глинистый сланцев во всех
системах буровых растворов на водной основе;
экологически чистый продукт, который может применяться при
бурении как на суше, так и на море с соблюдением существующих
инструкций;
легко смешивается без специального диспергирующего обору-
дования;
уменьшает налипание шлама на долото при бурении сланцев
гумбо;
устойчив к воздействию температур, превышающих 149 °C;
не ухудшает показатели свойств бурового раствора.
Системы KLA-CURE имеют низкие значения pH, что уменьшает
необходимость разбавления раствора и снижает стоимость его хими-
ческой обработки.
161
Ограничения области применения KLA-CURE:
ограничивает гидратацию глин; вводимые в раствор добавки
М-1 GEL для регулирования вязкости и водоотдачи должны быть
предварительно гидратированы в пресной воде;
в недиспергирующихся полимерных системах KLA-CURE
может первоначально вызывать флокуляцию; избыточную вяз-
кость можно понизить введением небольшого количества разжи-
жителей.
СИСТЕМА PIPE-LAX ENV
PIPE-LAX ENV (P.L.E) — это диспергирующаяся в воде малоток-
сичная жидкость для ликвидации прихватов колонны бурильных
труб в результате воздействия дифференциального давления. Она
не содержит углеводородов, легко смешивается и может применять-
ся как в утяжеленном, так и в неутяжеленном варианте. При необхо-
димости повышения плотности до 1080 кг/м® и более в P.L.E.
можно ввести добавки М-1 BAR или FER-OX, после чего раствор
закачивают в скважину для освобождения прихваченной диффе-
ренциальным давлением бурильной колонны. Если необходима
плотность менее 1080 кг/м3, то P.L.E. вводится в систему без раз-
бавлений.
Освобождение прихваченной колонны происходит за счет проник-
новения P.L.E. между глинистой коркой и металлом бурильной ко-
лонны.
Система P.L.E. имеет повышенную смачивающую металл спо-
собность. Несмотря на то, что P.L.E. не предназначался для исполь-
зования в качестве смазочного вещества, он обладает отличными
смазывающими свойствами и может применяться в качестве смазоч-
ного вещества в составе бурового раствора. Для уменьшения крутя-
щегося момента, сопротивления вращению колонны и налипания по-
роды на долото можно ввести в раствор 1 — 3 % (объемная доля)
этого раствора.
Внешний вид........................
Показатель pH (1%-ный раствор) ....
Температура, *С:
вспышки.........................
текучести ......................
Плотность, г/см3...................
Светло-коричневая
жидкость
9,3
88
37
1,02
Преимущества PIPE-LAX ENV сводятся к следующему:
представляет собой эффективный пропитывающий раствор
для быстрого освобождения прихваченной дифференциальным
давлением бурильной колонны;
легко утяжеляется введением М-1 BAR или FER-OX;
162
можно добавлять в большинство обычных систем буровых раство-
ров; его концентрация, не превышающая 4 %, не нарушает установ-
ленных норм токсичности;
не содержит углеводородов и диспергируется в воде;
обладает смазывающими свойствами, уменьшает коэффициент тре-
ния, что, в свою очередь, понижает крутящий момент и сопротивле-
ния вращению колонны;
сохраняет устойчивость в условиях забойных температур и дав-
лений.
Процесс приготовления следующий. Вначале рассчитывают не-
обходимый объем раствора для ликвидации прихвата и прибавляют
10 % на потери. Кроме того, добавляют раствор в количестве
3,97 м3, который должен остаться в колонне бурильных труб после
начального вытеснения. В сухой чистой емкости приготовляют не-
обходимое количество P.L.E.
Затем добавляют указанное количество М-1 BAR или FER-OX и
перемешивают до получения однородной массы.
Закачивают раствор в зону предполагаемого прихвата. Остав-
ляют раствор в количестве 3,97 м3 внутри колонны с последую-
щим прокачиванием его в течение 1 ч. Расхаживают колонну, пока
жидкость для ликвидации прихвата не пропитает образовавшийся
сальник.
Промывают скважину со скоростью 159 л/ч для того, чтобы
новая порция жидкости для ликвидации прихвата была вытеснена в
необсаженную часть ствола.
Оставляют раствор P.L.E. примерно на 1 сут, если он утяжелен-
ный. Если раствор не утяжеленный, то для ликвидации прихвата
потребуется меньше времени.
Необходимо обратить внимание на то, что при бурении скважин
с использованием P.L.E., угол наклона которых превышает 35*,
плотность жидкости для ликвидации прихвата должна превышать
плотность раствора в стволе на 0,06 г/см3, чтобы жидкость для
ликвидации прихватов могла проникнуть в нижнюю часть ствола.
8
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПУТИ
ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА
ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН
8.1. ПОДВЕСНОЕ УСТРОЙСТВО ФИЛЬТРА,
ЕГО КОНСТРУКЦИЯ И РАБОТА В СКВАЖИНЕ
Предусмотренное настоящей работой усовершенствование конс-
трукции эксплуатационных скважин ПХГ с горизонтальным оконча-
нием ствола потребовало применить для осуществления поставлен-
ной задачи новые технические решения.
Изучение литературы и патентных материалов за последние
25 лет показало, что узлы и детали, готовые для применения в рас-
сматриваемом случае, ни в России, ни в ближайшем зарубежье не
выпускаются, а те, которые имеются, не отвечают в полной мере
необходимым требованиям. В связи с этим в БПО филиала «Ку-
баньбургаз» была разработана, изготовлена и испытана конструкция
простого в изготовлении и эксплуатации, относительно дешевого
подвесного устройства фильтра, позволяющего осуществлять следу-
ющие функции:
спускать в скважину потайную колонну — фильтр из 168-мм
обсадных труб на бурильных трубах;
производить пакеровку головы фильтровой колонны в башмаке
предыдущей 245-мм обсадной колонны с применением специального
клинового пакера;
отсоединять трубы подвески от фильтра для их подъема вместе с
колонной промывочных труб;
обеспечивать внутренний диаметр эксплуатационной колонны не
менее 144 мм по всей длине;
исключать необходимость в разбуривании элементов пакера пос-
ле его установки;
соединять верхнюю секцию эксплуатационной колонны с фильт-
ром через термокомпенсатор, что значительно уменьшает значения
текущих напряжений в трубах и повышает надежность конструкции
скважины;
164
при необходимости позволяет установить новый пакер выше из-
ношенного без применения сложных технологических операций.
Подвесное устройство фильтра (рис. 22) включает в себя бу-
рильную трубу подвески диаметром 127 мм, состоящую из двух
частей, между которыми смонтирован стакан. Последний подвешен
на срезном болте, которым перекрыт канал для жидкости, действую-
щей на клин пакера. На верхней части трубы предусмотрен сальник,
Рис. 22. Пакер фильтра:
/ — бурильная труба подвески; 2 — корпус термокомпенсатора; 3 — ста-
кан; 4 — срезной винт; 5 — уплотнитель пакера; о — ствол пакера; 7 — клин
пакера; 8 — сухари фиксатора; 9 - корпус пакера; 10 — перепускной клапан;
11 — патрубок (левый); 12 — НКТ 102 VAM
165
расположенный в корпусе термокомпенсатора, на нижней — левая
трапециидальная резьба, соединяющая бурильную трубу с корпусом
пакера. Корпус термокомпенсатора выполнен из цилиндровой втул-
ки бурового насоса диаметром 170 мм. Вверху имеет воронку, внизу
соединен через переводник с корпусом пакера.
Уплотнитель пакера выполнен из резины марки 3826 Зфэ
(ТУ 38-1051082 -86). Наружный диаметр уплотнителя 212 мм, внут-
ренний — 178 мм, длина — 275 мм.
Клин пакера имеет угол 6’. Под действием давления клин спосо-
бен двигаться вперед, раздвигая резину уплотнителя и увеличивая
этим его наружный диаметр. Обратному движению клина препят-
ствует специальное храповое устройство, снабженное четырьмя
подпружиненными сухарями.
В комплект устройства, кроме шара диаметром 75 мм, входят
башмак промывочной колонны с сальниковым устройством, пере-
пускной клапан М-12 для уравнивания давления в закрытой по-
лости пакера, поршень-патрубок 168-мм трубы, снабженный комп-
лектом резиновых уплотнителей, их защитным кожухом и муф-
той-центратором, а также переводник от подвесного устройства
к промывочной колонне.
РАБОТА ПОДВЕСНОГО УСТРОЙСТВА В СКВАЖИНЕ
Подвесное устройство спускают в скважину в приведенной ниже
последовательности:
предварительно, до начала спуска в скважину первой секции, в
скважину спускают бурильный инструмент подвески до намеченной
глубины установки пакера, отмечают вес инструмента по индикатору
и данные заносят в буровой журнал. Инструмент поднимают и ста-
вят за палец;
производят сборку фильтровой части колонны: башмачное
устройство, остальные 168-мм трубы. Колонну подвешивают на
устье;
производят сборку колонны промывочных труб начиная с баш-
мака. Колонну спускают в 168-мм трубы до глубины, пока ее баш-
мак не войдет в трубы диаметром 140 мм. Затем промывочную
колонну подсоединяют к подвесному устройству через переводник;
подвесное устройство подсоединяют к фильтровой 168-мм ко-
лонне труб и бурильным трубам подвески. Спускают компоновку в
скважину до намеченной глубины;
. производят плановые технологические мероприятия - промывку
затрубного пространства, смену раствора и т. д. Затем бросают в
скважину шар диаметром 75 мм, и после его посадки в седло повы-
шают давление в трубах до 16 МПа. При этом стакан срезает фик-
166
сирующий болт, смещается вниз и открывает канал, через который
производится пакеровка межтрубного пространства 168 х 245 мм;
разгрузив инструмент до отмеченной ранее величины, вращением
вправо на 16 оборотов отсоединяют бурильные трубы и поднимают
их на поверхность;
производят сборку и спуск в скважину второй сменной секции
168-мм эксплуатационной колонны. В качестве башмака здесь ис-
пользуют патрубок-поршень, под защитным кожухом которого раз-
мещен комплект резиновых уплотнителей;
допустив до термокомпенсатора, вводят поршень внутрь цилинд-
ра, срезав под нагрузкой шпильки защитного кожуха. Кожух при
этом смещается вверх, освобождая уплотнители;
разгрузив колонну до 350 кН сверх собственного веса, произво-
дят опрессовку межтрубного пространства 168 х 245 мм давлением
16 МПа;
после опрессовки, снизив разгрузку до собственного веса, отме-
чают положение колонны и, подняв ее дополнительно на 370 мм,
фиксируют на устье. В таком состоянии скважина готова к обору-
дованию устья, освоению и эксплуатации.
8.2. РАСШИРЕНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
В ПРОЦЕССЕ УГЛУБЛЕНИЯ
Общеизвестно [15], что качественное цементирование при про-
чих равных условиях должно быть обеспечено также достаточным
по толщине цементным кольцом. Требуемые размеры цементного
кольца закладывается при разработке конструкции скважин, однако
в некоторых случаях этого выполнить не удается. Для таких си-
туаций разработаны гидравлические расширители, разрушающие эле-
менты которых (шарошки, лопасти) особенно при малых (меньше
215 мм) диаметрах скважин часто не выдерживают прилагаемых
нагрузок и выходят из строя.
С участием автора разработаны и защищены патентом РФ [73]
расширитель (рис. 23) и эксцентричный расширитель.
Расширитель (рис. 23) состоит из корпуса /, на котором экс-
центрично на оси 6 закреплен породоразрушающий инструмент 3.
Для промывки породоразрушающего инструмента и выполнения
кольматации стенки скважины расширитель оснащен насадками 5.
При спуске в скважину породоразрушающий элемент под дейст-
вием своего веса, смещенного относительно оси 6, находится в транс-
портном положении, и его наружный диаметр не выходит за внут-
ренний размер обсадной колонны или скважины. При вращении и
промывке под действием центробежной силы и перепада давления
167
Рис. 23. Расширитель:
/ — корпус; 2, 7 — очистные
отверстия; 3 — породоразрушаю-
щий инструмент; 4 — износостой-
кие зубья; 5 — насадки; 6 — ось;
8 — промывочный канал
элемент 3 разворачивается на
оси 6, износостойкие зубья 4
входят в соприкосновение с
породой стенки скважины, и
при вращении расширяется
ствол с одновременной коль-
матацией и очисткой от шла-
ма. Выход породоразрушаю-
щего элемента ограничивается
его наклонными поверхностя-
ми. В процессе извлечения рас-
ширителя из скважины раз-
рушающий элемент 3 прини-
мает транспортное положение.
Расширитель (см. рис. 23) может использоваться не только для
увеличения диаметра ствола скважины, но и для удаления части
обсадной колонны при забуривании вторых стволов.
Эксцентричный расширитель в отличие от расширителя, пред-
ставленного на рис. 23, оснащен неподвижными разрушающими эле-
ментами и смещенной осью присоединенной резьбы. Эксцентричный
расширитель соединяется с долотом, по описанному диаметру компо-
новка с допустимым зазором проходит по обсадной колонне. На
забое долотом забуривается опережающий ствол, а разрушающими
элементами расширяется ствол.
Эксцентричный расширитель был успешно использован с ре-
жущим долотом диаметром 112 мм при бурении второго ствола в
скв. 5 Южно-Сердюковская. Описанный диаметр эксцентричного
расширителя с долотом составляет 116 мм. В скважину была спу-
щена эксплуатационная колонна диаметром 102 мм и успешно за-
цементирована.
8.3. УСТАНОВКА ФИЛЬТРОВ И ОСОБЕННОСТИ
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ
Рассмотрим особенности распределения перфорационных отвер-
стий и щелей по длине горизонтальных скважин. При закачке воды
в нагнетательные горизонтальные скважины (ГС) образуется нерав-
168
номерный фронт движения жидкости в пласте. Это связано с тем,
что на начальном участке ствола скважины расход жидкости Q и
давление нагнетания выше, чем на конечном участке. Чем длиннее
горизонтальный участок, тем выше неравномерность движения фрон-
та вытеснения. Обратная картина наблюдается для добывающих
ГС, т. е. в конце участка напор выше, чем в зоне перехода к верти-
кальному участку.
Естественным является желание обеспечить равномерную пода-
чу жидкости в пласт (нагнетательные ГС) или равномерный отбор
нефти (добывающие ГС) из пласта по всей длине горизонтального
участка.
Указанную задачу можно решить различными путями:
спроектировать горизонтальный участок ствола с переменным
сечением при равномерном распределении перфорации по длине гори-
зонтального участка;
спроектировать горизонтальный участок с необходимым укло-
ном, обеспечивающим компенсацию напора;
спроектировать горизонтальный участок с неравномерной по длине
плотностью перфорационных отверстий и щелей.
Ниже приведено теоретическое обоснование третьего подхода,
потому что первые два не технологичны. Рассматривается нагнета-
тельная скважина, так как для добывающей скважины все рассужде-
ния аналогичны.
Пусть имеется горизонтальная труба длиной /. Требуется распо-
ложить отверстия (щели) таким образом, чтобы расход воды в пласт
по длине трубы был бы равномерным.
Если давление в начале горизонтального участка р0, а расход Qo,
то при равномерном распределении «уноса» жидкости по длине I
трубы на отрезке dx в пласт нагнетается Q^dx жидкости в едини-
цу времени. Обозначим через f сумму площадей всех отверстий
(подобных друг другу), которые нанесены на единице длины, а
перепад давления в трубе над пластовым через Л. Тогда должно
выполняться условие
^-dx = [if dxy/2gh, (48)
где |1 — коэффициент истечения жидкости из отверстия; f — сум-
ма площадей; Qo — расход; д — ускорение свободного падения;
h — напор.
Из (48) получаем:
<49>
169
В то же время на участке трубы длиной dx потеря напора на
гидравлические сопротивления для случая квадратичного закона
движения составит
(50)
После интегрирования на участке от 0 до х выражения (50),
находим
( хг г3 А
Тогда напор в произвольной точке х при напоре в начале трубы
Н >Ная будет
h = H-hl =H-AQlx 1-
£+£1'|
I 31гj
(51)
Подставляя значение (51) в (49), получаем
(52)
Таким образом, выражение (52) дает распределение площадей
отверстий или щелей по длине горизонтального участка ГС.
Пример. Пусть имеется скважина с горизонтальным участков
длиной I = 200 м, Qo = 0,016 м3/с = 16 л/с и диаметром d = 0,1 м.
Скорость в горизонтальном участке
^<$/!=2'04м/с-
Число Рейнольдса
Re • — = 2— д°’- - 2,04 • 10s.
v 1,06
Коэффициент гидравлических сопротивлений:
X = 0,1 l(Ks/dy“ =0,0164,
где К — коэффициент шероховатости, принятый равным К =
= 510-5м.
. Расчеты по формуле (52) дают следующее распределение пло-
щадей отверстий по длине трубы (по х): для х = 0; 50; 100; 150 и
200 м или для х/1 = 0; 1/4; 1/2; 3/4 и 1 значения f составляют
1,4; 2,0; 3,2; 4,7 и 5,3 см2.
170
Поэтому, например, на участке 25 — 75 м необходимо сделать
перфорацию площадью 1,4 см, а на участке 125 —175 м имеем f=4,7 см.
В этом случае фронт движения вытесняющей жидкости, закачи-
ваемой в пласт, будет равномерным. Очевидно, что в добывающей
скважине в конце горизонтального участка плотность перфорации
должна быть больше, чем в начале трубы.
Аналогичные результаты можно получить для газовых скважин.
8.4. УСТАНОВКА ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ
В СКВАЖИНАХ
Суть такого метода заключается в заполнении пространства между
скважинным фильтром и перфорированной эксплуатационной ко-
лонной или стенкой скважины гравийной смесью, закачиваемой с
жидкостью-гравиеносителем с устья по затрубному пространству
способом обратной циркуляции. Один из вариантов этого метода —
гравийную смесь направляют в скважину через отсекатель.
Жидкость-гравиеноситель проходит через отверстия фильтра-кар-
каса и по колонне бурильных или насосно-компрессорных труб под-
нимается на устье скважины.
К технологическому процессу установки гравийных фильтров
предъявляются следующие требования.
Гравийный фильтр, установленный в заданном интервале должен
обеспечить планируемые параметры режима эксплуатации сква-
жины. На равномерность гравийной обсыпки вокруг фильтра-кар-
каса влияет соосность установки, фильтровой компоновки колонны
в скважине, что обеспечивается центраторами.
Толщина, гравийного фильтра, устанавливаемого против продук-
тивного пласта, должна составлять:
60 —100 мм в необсаженной скважине (между стенкой скважины
и фильтром);
не менее 25—30 мм в обсаженной скважине (между перфориро-
ванной эксплуатационной и насосно-компрессорной колоннами).
Диаметры отверстий скважинного фильтра должны быть не бо-
лее 0,9 наименьшего диаметра частиц гравия.
Компоновка спускаемого в скважину оборудования (рис. 24)
должна обязательно включать в себя следующие элементы:
бурильные или насосно-компрессорные трубы;
циркуляционную муфту с переводником с левой резьбой (конт-
рольный фильтр);
надфильтровую трубу;
скважинный фильтр с промывочной трубкой;
систему клапанов с башмаком.
171
Рис. 24. Принципиальная схема ком-
поновки оборудования скважины гра-
вийным фильтром способом обратной
циркуляции:
/ - патрубок с задвижками; 2 — превен-
тор; 3 — отвод с задвижками; 4 — рабочие
трубы; 5 — эксплуатационная колонна;
6 — циркуляционная муфта с переводником
с левой резьбой (или контрольный фильтр);
7 -г падфильтровая труба; 8 — промы-
вочные трубы; 9 — фильтр-каркас (сква-
жинный фильтр); 10 — пласт-коллектор;
11 — гравий; 12 — система клапанов;
13 — зумпф (цементный мост, пробка-мост)
Рис. 25. Принципиальная схема
компоновки узла гравийного
фильтра для рыхлых несцемен-
тированных пород-коллекторов:
1 — клапанная система;
2 — шток; 3 — фильтр-каркас
(набор скважинных фильтров);
4 — промывочная трубка;
5 — центратор; 6 — надфильтро-
вая труба; 7 — циркуляционная
муфта; 8 — левая резьба;
9 — срезные штифты; 10 — втул-
ка; 11 — промывочное отверстие;
12 — рабочие трубы НкТ
Рис. 26. Принципиальная схема компоновки узла
гравийного фильтра для слабосцементированных
пород-коллекторов:
/ — башмак; 2 — фильтр-каркас; 3 — иадфильт-
ровая труба; 4 — контрольный фильтр; 5 — пере-
водник с левой резьбой; 6 — рабочие трубы (НкГ)
Назначение элементов скважинного обо-
рудования:
скважинный фильтр (фильтр-каркас) яв-
ляется внутренним экраном для гравийной
массы и может иметь одну из конструкций,
приведенных на рис. 25, 26 и 27;
надфильтровая труба с целью повышения
надежности работы фильтра предназначена
для создания запаса гравийной смеси. Зазор
между надфильтровыми трубами и стенкой
скважины или эксплуатационной колонной
должен быть не менее 20 мм. Длина тру-
бы — 2/3 длины перфорированной части ко-
лонны (пласта-коллектора), но не менее 0,5 м
над верхними отверстиями фильтра-каркаса;
циркуляционная муфта с левой резьбой
служит для спуска в скважину фильтра с
промывочным патрубком на бурильных тру-
бах (НКТ), а также для вымывания излиш-
не намытой гравийной смеси через ее про-
мывочные отверстия.
Цементный мост или пробка-мост должны
быть установлены несколько ниже башмака
(продуктивного пласта или перфорацион-
ного интервала эксплуатационной колонны).
Устье скважины при намыве гравий-
ной смеси должно быть оборудовано пре-
вентором или другим герметизирующим устройством.
Гравийная жидкостная смесь приготавливается на скважине с
помощью бункера-смесителя или пескосмесительного агрегата типа
УСП-50, 4ПАидр.
Для прокачки гравийно-жидкостной смеси используются агрега-
ты типа У АН-700, ЗАН-500 и др. В обвязку наземного оборудования
входят емкости для рабочих жидкостей. Количество закачиваемого
гравия определяется по результатам кавернометрии и расширенной
призабойной зоны скважины или по объему пространства между
стенками эксплуатационной колонны (скважины) и набором фильт-
173
Рис. 27. Скважинный фильтр типа ФС (фильтр-каркас):
а - ФС-1 (патент РФ № 2096589); б - ФС-2 (патент РФ № 2097533);
в — ФС-3; 1 — труба перфорированная (НКТ); 2 — муфта; 3 — насадки со
сквозными трапецеидальными пазами (ребра жесткости); 4 — ребра жесткости;
5 — металлическая сетка; 6 — проволочная обмотка; 7 — планка; В — ши-
рина паза на входе в полость фильтра (по заказу от 0,2 до 2 мм и более);
Н — шаг ребра
I
Рис. 28. Принципиальная схема обвязки наземного оборудования для намыва
гравийного фильтра в скважине:
1 — вариант № 1: / — превентор; 2 — насосно-компрессорные трубы; 3 —
бункер; 4 — цементировочные агрегаты; 5 — эксплуатационная колонна; 6 —
крестовина; 7 — задвижка; 8 — емкость для жидкости-носителя; 9 — элементы
обвязки; II — вариант № 2: 1 — подвесной фланец; 2, 11, 12, 13 — элементы
обвязки; 3 — емкость для жидкости-носителя; 4 — пескосмссительпый агрегат;
5 — эксплуатационная колонна; 6 — колонная головка; 7 — задвижка; 8, 9 —
цементировочные агрегаты; 10 — емкость; 14 — насосно-компрессорные трубы
рующей компоновки. Рекомендуемые схемы обвязки наземного обо-
рудования для установки (намыва) гравийного фильтра приведены
на рис. 28.
Основными материалами для закачки в скважину гравийной сме-
си являются промывочная жидкость, жидкость-носитель гравийной
смеси и гравий.
Промывочная жидкость применяется для вскрытия пласта-кол-
лектора и при необходимости его расширения расширителем. Эта
жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пород и пла-
ста, плотность ее должна обеспечивать необходимое противодавле-
ние на газовый горизонт в целях предотвращения выброса газа.
В качестве промывочных жидкостей могут быть рекомендованы:
пластовая, минерализованная или техническая вода, содержащая
поверхностно-активные вещества;
меловые растворы;
растворы на нефтяной основе;
эмульсии.
Применение глинистых растворов крайне нежелательно.
В качестве жидкости-носителя гравийной смеси рекомендуется
применять:
техническую воду с добавками и без добавок ПАВ и других
реагентов;
растворы солей;
ССБ;
специальные жидкости на нефтяной основе (газоконденсате).
В практике широко используется жидкость-носитель гравийной
смеси следующего состава: 80 % пластовой воды, 20 % газового
конденсата и 0,5 % РЭМ (эмульгатор).
Выбор типа, обоснование состава и плотности жидкости-носите-
ля производился в зависимости от конкретного вида пласта-коллек-
тора и его пластового давления. В результате проведенных работ
были получены следующие выводы: в гравийной набивке должно
содержаться не менее 95 % твердых (кварцевых) катанных или
граненых (угловатых) частиц и не более 5 % частиц карбонатного
состава.
8.5. РЕЖИМНЫЕ ПАРАМЕТРЫ УСТАНОВКИ
ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ В СКВАЖИНАХ
К основным параметрам гравийных фильтров относятся следую-
щие:
гранулометрический состав гравия;
качество гравия;
176
размер отверстий каркаса-фильтра (скважинного фильтра);
толщина гравийного фильтра и его диаметр.
Фракционный состав гравийной смеси по данным отечественного
и зарубежного опыта выбирается в зависимости от результата гра-
нулометрического анализа кернового материала пород-коллекторов,
метода предупреждения пескопроявления и может быть набран
в соответствующих пропорциях из частиц гравия, которые равны
от 5 до 120*средних диаметров частиц, слагающих породу-коллек-
тор. Величину такой пропорции принято называть коэффициентом
межслойности.
Гравийный фильтр (по Р. Сеусье) должен обладать максималь-
ной проницаемостью по отношению к проницаемости коллектора.
Отношение проницаемости гравийной смеси фильтровой обсыпки и
песка продуктивного пласта существенно влияет на режим фильтра-
ции флюида пласта (суффозии) и должно быть не менее 2. Такое
соотношение принято называть коэффициентом фильтрации.
Изменение коэффициента фильтрации в зависимости от крупно-
сти гравия наиболее типовой фракции 0,5 — 1,0 мм в смеси с други-
ми фракциями и фильтрационные свойства различных частей гра-
вия по данным С. В. Комиссарова приведены в табл. 63, 64 и на
графике (рис. 29).
Верхняя отметка набивки гравийного фильтра определяется мес-
том нахождения отверстий циркуляционной муфты (контрольного
фильтра).
Концентрация гравия в жидкости зависит от типа применяемой
жидкости-носителя и наземного оборудования и должна составлять
0,167 кг/м3. Запас жидкости-гравиеносителя должен быть не менее
двух объемов скважины.
Перед началом закачки гравийно-песчаной смеси в скважину за-
порная арматура и устьевая нагнетательная линия опрессовываются
на прочность и герметичность.
Рис. 29. Зависимость отношения про-
ницаемости гравийной смеси й, к
проницаемости песка продуктивно-
го пласта от коэффициента меж-
слойиости К для окатаииых (У)
угловатых (2) частиц
177
Таблица 63
Значения коэффициента фильтрации наиболее типовой фракции
гравийной обсыпки 0,5—1.0 мм в смеси с другими фракциями
(по С. В. Комиссарову)
Содержание фракции 0,5—1 мм, % Коэффициент фильтрации (в м3/сут) при добавке фракции, мм
1-2 3-5 5-7 7-10
90 140 112 112 120
80 — 45 105 —
70 150 80 47 90
60 — 112 30 —
50 200 115 50 80
40 — 190 110 —
30 240 270 360 210
20 — 480 480
10 340 920 1700 3100
Таблица 64
Фильтрационные свойства различных смесей гравия
(по С. В. Комиссарову)
Номер смеси Содержание фракций (в %) размером в мм Коэффициент фильтрации смеси, м/сут
0,5-1 1-3 3-5 5-7 7-10
1 40 20 20 10 10 76
2 30 10 20 20 20 175
3 20 20 20 20 20 153
4 40 — 30 30 ИЗ
5 30 — 30 40 — 210
6 20 — 40 40 — 568
7 20 20 30 30 — 166
8 50 20 20 10 — 67
9 50 10 20 10 10 74
10 50 — 10 20 20 72
И 50 — — 30 20 87
12 40 20 20 20 89
13 30 10 20 20 20 140
14 10 30 20 20 20 390
15 20 20 20 20 20 95
Расход промывочной жидкости при закачке гравийной сме-
си поддерживается в пределах 5/6 л/с (обязательно обеспечи-
вается условие превышения скорости потока в затрубном прост-
ранстве над скоростью осаждения частиц в жидкости-носителе).
Рабочее давление при закачке гравийно-песчаной смеси соста-
вит 0,333 МПа. Конечное давление продавливания смеси —
0,267 МПа и не должно превышать допустимого давления опрес-
совки эксплуатационной колонны и давления гидроразрыва пород
пласта.
178
8.6. ПРОЦЕСС ПРИГОТОВЛЕНИЯ ГРАВИЙНОЙ СМЕСИ
Одним из наиболее сложных и важных обязательных технологи-
ческих этапов при сооружении гравийных фильтров в скважине
считается этап приготовления гравийной смеси на поверхности и ее
подача в скважину. Как показывает практика, по причине
неудовлетворительного фракционирования гравия на поверхности,
приготовления низкокачественной смеси и использования упрощен-
ных модификаций оборудования для закачки смеси часто не удается
сформировать в скважине гравийный фильтр удовлетворительного
качества.
Гравий сортируется по фракциям. Сортировка обеспечивается с
помощью механических вибрационных устройств, в частности вибра-
ционных сиг типа СВ-1, СВС-2 и др. Перед приготовлением гравий-
ной смеси гравий обрабатывается соляной кислотой 14 — 17%-ной
концентрации при содержании частиц карбонатного состава более
5 % по объему. Гравийная жидкостная смесь приготавливается
перед ее закачкой в скважину с помощью бункера-смесителя или
пескосмесительного агрегата (агрегатов).
8.7. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПО УСТАНОВКЕ
ГРАВИЙНОГО ФИЛЬТРА В СКВАЖИНЕ
Последовательность и виды операций технологического процесса
по закачке гравийной смеси в скважину зависят от градиента плас-
тового давления (р^/100 м) и конструкции скважины в интервале
продуктивного пласта, которая предусматривается проектом и мо-
жет быть с открытым стволом и обсаженной перфорированной
эксплуатационной колонной.
В случае установки гравийного фильтра в открытом стволе сква-
жины проводятся работы по его расширению в интервале плас-
та-коллектора с применением промывочной жидкости плотностью,
определяемой в зависимости от текущего пластового давления.
Диаметр расширенной части ствола уточняется с помощью каверно-
метрии.
Для расширения ствола скважины в интервале пласта-коллек-
тора рекомендуется использование гидравлического расширителя
(рис. 30).
Эксплуатационная колонна шаблонируется в интервале перфора-
ции установки узла гравийного фильтра. Затем производится сбор-
ка узла гравийного фильтра. При необходимости сборка фильтра
179
Рис. 30. Гидравлический расши-
ритель:
1 — корпус расширителя; 2 —
поршень; 1 - пальцы; 4 - щека;
5 — лопасти; 6 — пластины из
твердого сплава
компонуется центратором. Длина скважинного фильтра (фильтров)
в наборе с другими элементами компоновки (см. рис. 24) опреде-
ляется с учетом перекрытия всего перфорированного интервала
продуктивной части пласта-коллектора. Опрессовываются устьевое
оборудование и нагнетательная линия. Затем снижают давление в
нагнетательной линии и в скважину в заданный интервал спускают
компоновку узла гравийного фильтра на бурильных или насосно-
компрессорных трубах. Трубы в процессе спуска или перед спус-
ком в скважину шаблонируют с целью обеспечения прохода сбра-
сываемого шара в циркуляционную муфту узла.
Компоновка узла гравийного фильтра устанавливается на забое
(мост) с разгрузкой 2—3 кН на НКТ. Скважину промывают в пять-
шесть циклов. Затем производится монтаж и обвязка трубопровода-
ми наземного оборудования и устья скважины (см. рис. 28).
Гравийная смесь намывается по затрубному пространству (об-
ратная циркуляция) с применением жидкости-носителя.
Закачка гравийной смеси осуществляется поинтервально, причем
гравийные фракции подаются отдельными порциями дифференци-
рованно с последовательным уменьшением их размерности в каж-
дый закачиваемый интервал. Высота каждого отдельного интервала
180
составляет от 0,5 до 1,5 м в зависимости от геологического состава
продуктивного пласта (патент РФ 2125645).
Количество интервалов п гравийного фильтра определяется с
помощью
^г.ф = П1
где Ягф — общая высота набивки гравийного фильтра, м; Ли —
высота одного интервала набивки гравийного фильтра.
Зная общую высоту набивки гравийного фильтра и приняв кон-
кретную величину одного интервала, находят количество интерва-
лов
« = Яг.фЛн-
При таком методе установки гравийного фильтра предотвра-
щается закупорка фильтрующей наружной поверхности фильтра
(фильтра-каркаса) песком и, как следствие, исключается заполнение
внутренней полости фильтра песком, увеличивается срок его эксплуа-
тации и обеспечивается доставка пластового продукта, механически
чистого от песка. Количество закачиваемой гравийной смеси опреде-
ляется из расчета полного заполнения объема (пространства) между
компоновкой узла гравийного фильтра и эксплуатационной колонной.
Окончание процесса намыва гравийной смеси определяется рез-
ким увеличением давления нагнетания по манометру. Излишки гравий-
ной смеси удаляют прямой циркуляцией в затрубное пространство
через отверстие в циркуляционной муфте, которое открывают пере-
мещением вниз втулки с помощью сбросового шара и созданием на
него расчетного давления для среза штифта.
После окончания намывки гравийного фильтра извлекают из сква-
жины трубы, циркуляционную муфту, промывочные трубки (предус-
Таблица 65
Количество вынесенных малых песчаных частиц через слой гравия
разной толщины (в кг на 1 и2 фильтра)
Диаметр частиц, мм Толщина обсыпки, мм Фракция песка, мм
0,25-0,1 0,1-0,5 . Песок естествен- ного состава
0,5-1 5 0,01 0,02 0,15
30 Следы 0,015 0,14
50 0,013 0,04
1—2 15 0,22 1,0 0,32
30 0,15 0,4 0,2
50 0,01 0,29 0,15
2-3 15 2,0 3,7 2,7
30 1,5 2,8 2,3
50 1,5 2,3 1,7
181
Коэффициент межслойности К
Рнс. 31. Зависимость рекомен-
дуемой толщины гравийной
обсыпки от коэффициента меж-
слойности
мотренные конструкцией узла гравийного фильтра) путем отвинчи-
вания переводника с левой резьбой.
Скважина готова для спуска в нее эксплуатационного оборудо-
вания и ее освоения.
Зависимость массы вынесенного песка от его фракционного со-
става и толщины обсыпки приведена в табл. 65, а зависимость тол-
щины гравийной обсыпки от коэффициента межслойности показана
на рис. 31.
8.8. ОЦЕНКА КАЧЕСТВА НАМЫВКИ
ГРАВИЙНОГО ФИЛЬТРА В СКВАЖИНЕ
Высота намыва гравийного фильтра определяется наличием фак-
тически вымываемой гравийной смеси через отверстие циркуляци-
онной муфты, которое находится над верхней частью намываемого
фильтра и является контрольной отметкой его верхней части.
В случае намыва менее 90 % гравийной смеси от расчетного вся
компоновка скважинного фильтра извлекается, вымывается гравий-
ная смесь и все операции повторяются.
В настоящее время в СевКавНИИгазе и ВНИИгазе разработана
технология определения качества намывки гравийных фильтров по
методике ГИС с использованием прибора <Кура-2>, определяющего
плотность набивки гравия.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Александров М.М. Определение сил сопротивления при бурении сква-
жин. — М.: Недра, 1965.
2. Александров М.М., Воропаев Ю.А. О влиянии бокового зазора на усло-
виях спуска обсадных колонн // Технология бурения нефтяных и газовых сква-
жин. — Уфа, 1974.
3. А.С. 588347. МКИ Е 21В 33/14. Устройство для цементирования сва-
жии / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, В.В. Еременко и др.
4. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных усло-
виях. — М.: Недра, 1989.
5. Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. Совершенствование кон-
струкций забоев скважин. — М.: Недра, 1987.
6. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цемен-
тирование наклонных скважин. — М.: Недра, 1983. - С. 273.
7. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых
скважин. — М.: Недра, 1988.
8. Бвздробный О.И., Аветисов А.Г., Тарабрин Е.Г. Выбор технических
характеристик устройств для стабилизации плотности тампонажного раствора в
процессе приготовления. — М.: ВНИИОЭНГ, 1987.
9. Бездробкый О.И., Булатов А.И., Макаренко П.П. Обслуживание на-
земного цементировочного оборудования: Справочник. — М.: Недра, 1996. —
С. 476.
10. Беликов В.Г., Федоров В.С., Посташ С.А. Обобщение и распространение
передового опыта в бурении. — М.: Недра, 1969.
И. Булатов А.И., Гайворонский А.А., Шаманов С.А. К вопросу исследо-
вания структурно-механических свойств цементных растворов // Гипотезы.
Поиск. Прогнозы: Сб. науч. труд. — Краснодар: Северо-Кавказское отд-ние
РИА, 1999. - С. 132-144.
12. Булатов А.И., Гень О.П., Новохатский Д.Ф. Химические реагенты
для регулирования свойств тампонажных растворов // РНТС. Сер. Бурение /
ВНИИОЭНГ. - 1984. - Выл. № 65.
13. Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. — М.:
Недра, 1987.
14. Булатов А.И., Доманов Г.П. Методика определения местоположения и
количества центрирующих фонарей // В кн. Совершенствование технологии це-
ментирования скважин. — Краснодар: Краснодарское кн. изд-во, 1968.
15. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев О.А. Проектирование кон-
струкций скважин. — М.: Недра, 1979.
16. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчиво-
сти тампонажных растворов // Тр. ин-та ВНИИнефть. — Вып. 23. — М.: Не-
дра, 1970.
17. Булатов А.И., Обозин О.Н., Куксов А.К. Возникновение каналов в
затрубном пространстве скважин после цементирования // Газовая промышлен-
ность. — 1970. — № 2. — С. 3 — 6.
18. Булатов А.И., Рабинович Н.Р. Критерий полноты вытеснения бурового
раствора тампонажным при цементировании скважин // Технические средства,
183
материалы и технология крепления скважин. — Краснодар: ВНИИКРнефть,
1981. - С. 85 - 96.
19. Булатов А.И., Сибирка И.А., Махмудов М.Н. Экспериментальные
выявления путей продвижения газа по стволу скважины в полупромышленных
условиях // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ. — 1969. - № 3. - С. 25 — 29.
20. Булатов А. И., У ханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических мето-
дов цементирования скважин. — М.: Недра, 1978. — С. 240.
21. Булатов А.И., Шаманов С.А. Недостатки существующей технологии и
материалов, применяемых при креплении нефтяных и газовых скважин // Гипо-
тезы. Поиск. Прогнозы: Сб. науч. тр. — Краснодар: Северо-Кавказское отд-
ние РИА, 1999.
22. Буферные жидкости в цементировании скважин / В.П. Детков,
В.В. Затлукал и др. — Казань: Татарское книжное изд-во, 1975. — С. 175.
23. Буферные жидкости, используемые при цементировании скважин /
А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов и др. Обзор информ. Сер. Бурение. — ВНИИОЭНГ,
1987.
24. Влияние водоотдачи тампонажного раствора на формирование контакта
обсадная труба — цементный камень / В.Е. Ахрименко, В.В. Беспалов и др.
Теория и практика крепления и ремонта скважин. — Краснодар: ВНИИКРнефть,
1987. - С. 32-37.
25. Влияние геолого-технических факторов на качество цементирования сква-
жин / А.И. Булатов, В.Х. Дудаев, Е.П. Ильясов и др. РНТС. Сер.: Буре-
ние. - ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 21 (39).
26. Временная инструкция по применению термогаэохимического воздейст-
вия на призабойную зону пласта / М-во нефт. пром-сти. — ПермНИПИнефть,
1973.
27. Гераськин А.Г., Безруков Е.С., Шостак А.В. Упрощенный способ опре-
деления проходимости КНБК на участках набора кривизны при турбинном спо-
собе бурения // Сб. науч. тр. — Краснодар: Северо-Кавказское отд-ние РИА,
1998.
28. ГОСТ 26798.1-98. Цементы тампонажные. Методы испытаний. — М.:
МНТКС, 1998.
29. Григулецкий В.Г., Лукьянов В.Т. Проектирование компоновок нижней
части бурильной колонны. — М.: Недра, 1990.
30. Дегтярев Г.П. Применение моющих средств. — М.: Колос, 1981.
31. Дородное И.П. Процесс разрушения горных пород в приствольной зоне
при потере устойчивости стенки скважины // Разрушение горных пород при
бурении скважин: Тезисы докладов. — Т. 1. — Уфа, УНИ, 1990.
32. Дородное И.П. Форма поперечного сечения желобообразных каверн
в условиях потери устойчивости стенок скважины // Вопросы строительства глу-
боких скважин в Восточном Предкавказье // Сб. науч. тр. Ин-т СевКавНИПИ-
пефть. — Грозный, 1991. — Вып. 55. — С. 42 — 53.
33. Дородное И.П., Шаманов С.А. Технология восстановления прохожде-
ния ствола при обвале породы: Доклад Межрегиональной науч.-техн. конф,
но проблемам газовой промышленности России, Ставрополь. СевКавНИПИгаз,
1997. - С. 56-57.
34. Дородное И.П., Шаманов С.А. Формирование ствола скважины при
действии тектонической составляющей горного давления: Тезисы докл. Межре-
гиональной науч.-техн. конф, по проблемам газовой промышленности России,
Ставрополь. СевКавНИПИгаз, 1997. — С. 55 — 56.
35. Еремин Г.А., Булатов А.И. Повышение качества установки цементных
мостов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.
36. Еремин Г.А., Макаренко П.П., Марченко Р.Н. Центрирование обсадных
колонн в скважинах // Газовая промышленность. — 1995. — Вып. 9.
184
37. Есъман Б.И., Кирия Т.А. К вопросу определения гидравлических потерь
в скважине при эксцентричном расположении труб // Нефть и газ. - 1964. -
Aft 8.
38. Задачи информационного обеспечения проектирования скважин /
Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов и др. // Гипотезы. Поиск.
Прогнозы: Сб. науч. тр. — Краснодар: Северо-Кавказское отд-ние РИА,
1999. - С. 15-24.
39. Зубарев Э.А., Бекух Э.И., Кошелев А.Т., Шаманов С.А. Особенности
строительства скважин на Азовской площади Краснодарского края // Гипотезы.
Поиск. Прогнозы: Сб. науч. тр. - Краснодар: Северо-Кавказское отд-ние РИА,
1999. - С. 249-251.
40. Иванников В. И. Реодинамика бурового раствора в скважинах // Стро-
ительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море / ВНИИОЭНГ. —
1995. - № 2. - С. 29- 38.
41. Изучение процессов формирования цементного кольца и влияющих на
него различных факторов / В. Ф. Будников, А.И. Булатов, А.Я. Петерсон,
С.А. Шаманов // Гипотезы. Поиск. Прогнозы: Сб. науч. тр. — Краснодар:
Северо-Кавказское отд-иие РИА, 1999. — С. 118—131.
42. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. — Краснодар:
ВНИИКРнефть, 1975.
43. Инструкция по применению пороховых генераторов давления ПГД БК
в скважинах. — М.:. ВНИИЭМС, 1989.
44. Инструкция по применению центраторов для обсадных колонн. — М.:
ВНИИБТ, 1971.
45. Инструкция по расстановке центраторов на обсадных колоннах, спускае-
мых в вертикальные скважины. РД 51-125-87. — Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1987.
46. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых сква-
жин. Руководящий документ. — М.: 1997.
47. Инструкция по эксплуатации разъемно-разборных центраторов типа
ЦЦ-1 для обсадных колонн. — Краснодар: ВНИИКРнефть, 1975.
48. Исследование причин газопроявлений в начальный период схватыва-
ния тампожного раствора / А.К. Кусков, О.Н. Обозин и др. — Краснодар:
ВНИИКРнефть, 1971. - С. 114-119.
49. Исследование состава обратных эмульсий, обеспечивающих обработку
призабойной зоны пласта в процессе глушения и текущего ремонта / Г.А. Ор-
лов, М.Х. Мусамбиров, А.И. Давыдов и др. // Нефтяное хоз-во. — 1985. —
Aft 9. - С. 51 -54.
50. Исследование тампонирующих свойств цементных растворов / В.Ф. Буд-
ников, А.И. Булатов, А.А. Гайвороиский и др. // Гипотезы. Поиск. Прогнозы:
Сб. науч. тр. — Краснодар: Северо-Кавказское отд-ние РИА, 1999. —
Вып. 7. - С. 56-70.
51. К вопросу о вытеснении цементным раствором глинистого при цементи-
ровании обсадных колонн в наклонных скважинах / М.П. Гули-Заде, Г.М. Геви-
нян, А.Ю. Багиров // Нефть и газ. — 1965. — № 12.
52. К вопросу.определения гидравлических потерь в эксцентричном кольце-
вом пространстве при структурном режиме движения вязкопластичной жидко-
сти / М.П. Гули-Заде, Ф.А. Шахалиев, А.Г. Ильясов, Р.С. Кулиев // Нефть и
газ. - 1967. - Aft И.
53. К исследованию вопроса цементировки наклонных скважин / М.П. Гули-
Заде, Г.М. Гевиияи, Ю.А. Багиров, Р.С. Кулиев // Нефть и газ. — 1964. —
Aft 6.
54. К исследованию движения вязкопластичной жидкости в эксцентричном
кольцевом пространстве / М.П. Гули-Заде, Ф.А. Шахалиев, А.Г. Ильясов,
Р.С. Кулиев // Нефть и газ. — 1967. — Aft 12.
185
55. Крепление скважин на месторождении Прибрежное / Ю.М. Басары-
гин, В.Ф. Будников, С.А. Шаманов // Газовая промышленность. 2000. -
№ 2. - С. 42-43.
56. Куксов А.К., Дудаев В.Х. Движение низа обсадной колонны в период
ОЗЦ — одна из причин образования флюидопроводящих каналов. - Красно-
дар: ВНИИКРнефть, 1986. - С. 18-27.
57. Кушкарвнко Н.А., Бабаян Э.В., Кобзев В.А. Применение бурильных
эксцентриков типа ЭБ // Нефтяное хоз-во. — 1978. - № 8.
58. Лейбензон Л.С. Нефтепромысловая механика: Собрание трудов. —
Т. 3. - М.: Изд-во АН СССР, 1955.
59- Дубинский А. Максимально допустимое приращение кривизны при пере-
гибах ствола скважин в роторном бурении. — М.: ГОСИНТИ, 1962.
60. Лукьянов В.Т. Определение сил сопротивления движению бурильного
инструмента на Уренгойском месторождении // Изв. вузов. Сер. Нефть и
газ. - 1997. - № 2. - С. 31-38.
61. Лыпный М.Д. Справочник производителя работ в строительстве. —
2-е изд. — Киев: Будивельник, 1978. — С. 382 — 385.
62. Макаренко Б.П. Комплексное решение проблем развития газодобываю-
щего региона. — М.: Недра, 1996.
63. Марченко Р.Н., Фельдман И.М. Проходимость колонн обсадных труб
по Шищенко Р.И. К гидравлике тампонажа // Сб. трудов по вопросам тампона-
жа и глинистых растворов. — Баку, Азгостопиздат, 1941.
64. Мищенко В. И. Гидравлические методы повышения качества изоля-
ции пластов при цементировании скважин // Обзор информ. Сер. Бурение /
ВНИИОЭНГ. - 1982. - С. 28.
65- Некоторые особенности проектирования скважин с горизонтальным окон-
чанием ствола для Кущевского ПХГ / Г.А. Еремин, П.П. Макаренко,
Р.Н. Марченко, В.Ф. Шипица // Тр. семинара строительство и эксплуатация
ПХГ горизонтальными скважинами, Анапа, 1996.
66. О механизме влияния нефти на застойные зоны в процессе промывки и
цементировки скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, М.П. Гулизаде, Б.А. Аскеров //
Нефть и газ. — 1969. — № 4.
67. О научных и технических проблемах разработки и эксплуатации
месторождений углеводородов с использованием горизонтальных скважин /
В.И. Вяхирев, И.П. Дородное, С.А. Шаманов, А.А. Яковенко // Актуальные
проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Третья науч.-
практ. конф., посвящ. 70-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. —
М.: РГУ НГ, 1999. - С. 144-145.
68. Оптимизация процессов промывки и крепления скважин / А.Г. Авети-
сов, В.И. Бондарев, А.И. Булатов, Е.И. Сукуреико. — М.: Недра, 1980. —
С. 221.
69. Опыт и перспективы использования обратных эмульсий при глушении
скважин / И. Королев, В.Н. Глущенко, М.Ш. Кендис, Г.В. Орлов // Нефтяное
хоз-во. - 1986. - № 10. - С. 59-62.
70. Опыт применения вязкоупругого разделителя для очистки ствола сква-
жины при ее бурении и креплении / Я.М. Расизаде, А.И. Курдачев, А.В Ле-
тицкий // РНТС. Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ. - 1975. - № 12. - С. 33.
71. Опыт создания герметичного заколонного пространства скважин
при строительстве Кущевского ПХГ / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов,
С.А. Шаманов, и др. // Гипотезы. Поиск. Прогнозы: Сб. науч. тр. - Красно-
дар: Северо-Кавказское отд-ние РИА, 1999. - Вып. 7. - С. 71—81.
72. Оценка эффективности бурения скважин на Кущевском ПХГ и разработ-
ка мероприятий по повышению эффективности и снижению стоимости их строи-
186
тельства / В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Г.А. Еремин и др. // Гипотезы. Поиск.
Прогнозы: Сб. науч. тр. — Краснодар: Северо-Кавказское отд-ние РИА,
1999. - С. 173-195.
73. Пат. 2134765. РФ. Расширитель / И.П. Дородное, С.А. Шаманов,
А.А. Яковенко. Опубл. 20.08.99, Бюл. № 23.
74. Петров В.В., Ваулин В.В. Исследование проходимости обсадной
колонны по стволу скважины // РНТС. Сер.: Бурение / ВНИИОЭНГ. — 1977.
— Вып. 7.
75. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин /
А.Х. Мирзаджанзаде, В.И. Мищевич, Н.И. Титков и др. — М.: Недра, 1975.
76. Правила безопасности в нефтяной газовой промышленности. РД 09-200-98,
Госгортехнадзор России. - 1998.
77. *Практические расчеты в бурении / В.С. Федоров, В.Г. Беликов,
Ф.Д. Зенков и др. — М.: Недра, 1966.
78. Продан В.В., Продан Л.И., Ермоленко Н.Ф. Три полифосфаты и
их применение. — Минск: Наука и техника, 1969. — С. 680.
79. Рабинович Н.Р. Методика центрирования обсадной колонны // В кн.:
Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. — М.: Недра,
1989.
80. Разработка конструкций наклонно направленных и горизонтальных сква-
жин / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов и др. // Гипотезы. По-
иск. Прогнозы: Сб. науч. тр. — Краснодар: Северо-Кавказское отд-ние РИА,
1999. - С. 42-102.
81. Смесительные устройства и установки для приготовления сухих смесей,
применяемых при цементировании нефтяных и газовых скважин / Н.И. Маку-
шев, В.М. Мильштейи и др. — М.: ВНИИОЭНГ.
82. Справочник машиностроителя: В 3 т. / Под ред. Е.А. Чудакова. - М.:
ГНТИ, 1951. - Т. 3. - С. 80 - 82, 122.
83. Теория и практика заканчивания скважин: В 5 т. / А.И. Булатов,
П.П. Макаренко, В.Ф. Будников, Ю.М. Бассарыгин. — М.: Недра, 1997. —
Т. 1.
84. Теория и практика заканчивания скважин: В 5 т. / А.И. Булатов,
П.П. Макаренко, В.Ф. Будников и др. — М.: Недра, 1998. — Т. 4. — С. 122.
85. Типовая инструкция по безопасности крепления нефтяных и газовых
скважин: Утв. М-вом топлива и энергетики РФ и Госгортехнадзором России
12.07.1996.
86. Токуев В.И., Хайвеу Н.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые раство-
ры. — М.: Недра, 1983.
87. Установка гравийных фильтров в скважинах / Ю.М. Басарыгин,
В.Ф. Будников, А.И. Булатов и др. // Гипотезы. Поиск. Прогнозы: Сб. науч,
тр. — Краснодар: Северо-Кавказское отд-ние РИА, 1999. - С. 235 — 248.
88. Формирование потока вязкопластичной жидкости в затрубном простран-
стве скважины / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, Г.А. Еремин, Е.А. Неле-
пин // Нефтяное хоз-во. - 1970. — № 11.
89. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И. Крепление скважин с применением про-
ходных пакеров. — М.: Недра, 1987.
90. Шаманов С.А., Кошелев А.Т., Арутюнян А.С. О распределении пер-
форационных отверстий и щелей по длине горизонтальной скважины // Гипоте-
зы. Поиск. Прогнозы: Сб. науч. тр. — Краснодар: Северо-Кавказское отд-ние
РИА, 1999. - С. 252-254.
91. Шаманов С.А. Центрирование обсадных колонн. // Гипотезы. Поиск.
Прогнозы. Сб. науч. тр. науч.-техн. центра. Краснодар: Филиал ООО «Кубань-
газпромь, 1999. — Вып. 7. — С. 82 — 87.
187
92. Шерстнев Н.М., Гурвич Л.М., Булина И.Г. Применение композиций
ПАВ при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1988.
93. Шищенко Р.П. К гидравлике тампонажа // Сб. трудов по вопросам
тампонажа и глинистых растворов. — Баку: Азгостопиздат, 1941.
94. Экспериментальная оценка изолирующей способности тампонажных ра-
створов / А.К. Кусков, А.В. Черненко и др. // Тр. ин-та ВНИИКРнефть. -
1981. - С. 3-6.
95. Яненко В.И., Крезуб А.П., Дегтярева Л.И. Применение синтетичес-
ких ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктив-
ных пластов // Обзор информ. Сер. Бурение / ВНИИОЭНГ. — 1987. —
Вып. 14 (133). - С. 48.
96. Burd В., Zamora М. Fluids аге key in drilling hiqly deviated wells // Pet.
Engr. Jntl. - 1988 - Feb. - P. 24 - 26.
97. Davis R.H., Acrivos A. Sedimentation of non-coloidal particles at Zow
Reynolds Numbers // Ann. Rev. Fluid Meeh. — 1985.
98. Hoch R.S. Cementing techniques used for highangle, S-type directional
wells AOil and Gas. - 1970. - Vol. 68. - № 25.
99. Howard G.C., Clark J.B. Factors to be considered in obtaining, proper
cementing of casings // Oil and Gas. — 1948. — XI. — № 11.
100. Sikorski C.F., Weintritt D.L. Polifosfate drilling Vad Thinners deservt
second lokk // Oil and Gas. — 1984. — Vol. 82.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.......................................................... 3
1. Анализ состояния работ по заканчиванию и эксплуатации горизон-
тальных скважин иа Кущевском ПХГ..................................... 4
1.1. Геолого-технические условия строительства и эксплуатации гори-
зонтальных скважин................................................... 4
1.2. Анализ состояния работ по заканчиванию горизонтальных сква-
жин ................................................................. 7
1.3. Анализ показателей эксплуатации горизонтальных скважин...... 14
1.4. Пути повышения долговечности, надежности и продуктивности го-
ризонтальных скважин ПХГ............................................ 15
2. Исследование сил сопротивления при спуске обсадных колони
в горизонтальные скважины. Условия формирования потока вязко-
пластичной жидкости в затрубном пространстве наклонного и горизон-
тального участков ствола............................................ 17
2.1. Исследование сил сопротивления при спуске обсадной колонны в
горизонтальную скважину............................................. 17
2.2. Исследование условий формирования потока вязкопластичной жид-
кости в затрубном пространстве наклонного и горизонтального участков
ствола.............................................................. 26
2.3. Оценка центрирующей способности пружинных и жестких центра-
торов .............................................................. 30
2.4. Методика центрирования обсадной колонны и фильтра в скважи-
не 31
2.5. Технология очистки наклонного и горизонтального участков ствола
от шлама............................................................ 33
2.6. Повышение герметичности резьбовых соединений обсадных колонн
[71, 83]............................................................ 35
2.7. Разработка метода очистки ствола скважины при обаалах породы
и потере проходимости бурового инструмента.......................... 40
3. Совершенствование конструкции горизонтальной скважины и тех-
нологии ее заканчивания............................................ 43
3.1. Совершенствование конструкции скважины и разработка требований
к цементированию обсадной колонны в наклонном стволе............... 43
3.2. Центрирование обсадной колонны в наклонном и искривленном
участках ствола.................................................... 45
4. Особенности цементирования горизонтальных скважин............... 48
4.1. Недостатки существующей технологии и материалов, применяемых
при креплении нефтяных и газовых скважин........................... 48
4.2. Исследование тампонажных цементов............................. 53
4.3. Разработка методики выбора рецептуры тампонажного раствора для
цементирования обсадной колонны в наклонном стволе и технология его
применения......................................................... 63
4.4. Специальные тампонажные цементы............................... 68
4.5. Практика подбора и применения цементно-песчаных, облегченных и
утяжеленных тампонажных растворов.................................. 73
4.6. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов
при креплении газовых скважин на Кубани с использованием золы уноса
Новочеркасской ГРЭС................................................ 75
189
4.7. Технология приготовления и закачивания тампонажных раство-
ров .............................................................. 81
4.8. О требованиях к тампонажным растворам для горизонтальных сква-
жин при подборе рецептур........................................... 86
4.9. Разработка рецептур тампонажных растворов с минимально воз-
можными водосодержаннем и водоотстоем.............................. 87
S. Исследование моющей способности и выбор буферной жидкости ... 93
6. Технология предотвращения заколонных каналообразований и про-
явлений при цементировании скважин................................ 105
7. Совершенствование технологии заканчивания горизонтальных сква-
жин ............................................................
7.1. Компоновка низа эксплуатационной колонны для горизонтальных
скважин.........................................................
7.2. Центрирование фильтра в горизонтальном участке скважины....
7.3. Изменение проницаемости призабойной зоны пласта [83].......
7.4. Материалы, химические реагенты и системы буровых растворов для
бурения и заканчивания вертикальных и горизонтальных скважин компа-
нии «Эм-Ай Дриллинг Флюидз» К’ ЛТД..............................
8. Технико-технологические пути повышения качества заканчивания
скважин.........................................................
8.1. Подвесное устройство фильтра, его конструкция и работа в сква-
жине ...........................................................
8.2. Расширение ствола скважины в процессе углубления...........
8.3. Установка фильтров и особенности распределения перфорационных
отверстий.......................................................
8.4. Установка гравийных фильтров в скважинах...................
8.5. Режимные параметры установки гравийных фильтров в скважи-
нах
8.6. Процесс приготовления гравийной смеси......................
8.7. Последовательность операций технологического процесса по уста-
новке гравийного фильтра в скважине.............................
8.8. Оценка качества намывки гравийного фильтра в скважине......
Список литературы...............................................
116
116
117
119
148
164
164
167
168
171
176
179
179
182
183
ПРОИЗВОДСТВЕННО-ПРАКТИЧЕСКОЕ ИЗДАНИЕ
Шаманов Сергей Александрович
БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Заведующий редакцией Т.К. Рубинская
Редактор издательства А.И. Ровинская
Переплет художника Н. П. Новиковой
Художественный редактор Н.П. Новикова
График-художник Е.В. Вишнякова
Технический редактор Л.Н. Фомина
Корректор Л.Н. Фомина
Компьютерная верстка Н.В. Глищинская
Изд. лиц. ЛР № 071678 от 03.06.98. Подписано в печать с репродуцированного
оригинал-макета 15.06.2001 г. Формат 60x88 Vie- Гарнитура «Петербург».
Печать офсетная. Бумага офс. Печ. л. 12,0. Усл. печ. л. 11,76. Уч.-изд. л. 11,9.
Тираж 600 экз. Изд. № 932. Заказ 6233. Набор вполнен на компьютерной технике
ООО «Недра-Бизнесцентр»
125047, Москва, пл. Тверская застава, 3
Отпечатано в Производственно-издательском комбинате ВИНИТИ,
140010, г. Люберцы, Московской обл., Октябрьский пр-т, 403.
Тел. 554-21-86