Текст
В. Д. БАРАНОВСКИЙ
А. И. БУЛАТОВ
В. И. КРЫЛОВ
КРЕПЛЕНИЕ
И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ
НАКЛОННЫХ
СКВАЖИН
МОСКВА «НЕДРА» 1983,
УДК (622.245.1 + 622.245.42) :622.243.23
Барановский В. Д., Булатов А. И., Крылов В. И.
Крепление и цементирование наклонных скважин.
М., Недра, 1983, 352 с.
Впервые комплексно рассмотрены вопросы по
креплению и цементированию наклонных скважин.
Акцентировано внимание на особенностях состояния
ствола наклонных скважин с тем, чтобы их учитывать
при креплении и цементировании. Изложены расчет
и спуск обсадных колонн. Описаны конструкции
скважин. Освещены осложнения — их предупрежде-
ние и ликвидация. Уделено внимание ремонтно-изо-
ляционным работам, установке цементных мостов,
ремонту колонн с помощью металлических пласты-
рей и другим видам работ.
Для инженерно-технических и научных работни-
ков буровых предприятий нефтяной и газовой про-
мышленности.
Табл. 56, ил. 131, список лит. — 53 назв.
Рецензент — канд. техн, наук С. А. Ширим-
заде (Миннефтепром)
Г-........ " ............^’1
Л . - ......- . - ’
нпапимтлп ДМИТПИСП11Ц БАРАНОВСКИЙ
АНАТОЛИЙ ИВАНОВИЧ БУЛАТОВ
ВИКТОР ИВАНОВИЧ КРЫЛОВ
Крепление и цементирование наклонных скважин
Редактор издательства С. М. К а еш ков а
Переплет художника Г. А. Петрова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор О. Н. Ласточкина
Корректор Н. А. Громова
И Б № 4330
Сдано в набор 03.06.83. Подписано в печать 18.10.83. Т-19670
Формат 60X90'/’ie Бумага типографская № 2 Гарнитура «Литературная»
Печать высокая Усл.-печ. л. 22,0 Усл. кр.-отт. 22,0. Уч.-изд. л. 23,81.
Тираж 2040 экз. Заказ 255/8370—5. Цена 1 р. 60 и.
Ордена «Знак Почета издательство «Недра»,
103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19
Подольский филиал ПО «Периодика» Союзполиграфпрома
при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии
и книжной торговли, 142100, г. Подольск, ул. Кирова, д. 25
2504030300—393
Б ---------------свод. пл. подписных изд. 1983 г.
043(01)—83
© Издательство «Недра», 1983
ПРЕДИСЛОВИЕ
Все вертикально-направленные скважины несколько отклоне-
ны от вертикали и наклонены к линии горизонта, т. е., строго го-
воря, вертикальных («прямых») скважин нет. Все скважины, точ-
нее оси скважин, имеют азимутальное искривление. Иными сло-
вами, в подавляющем большинстве случаев буровые скважины
имеют пространственное искривление. Углы искривления в слу-
чае ненаклонных стволов могут быть большими или меньшими,
но скважины будут считаться вертикальными. Искривление их
объясняют низким качеством работ.
Однако скважины могут проектироваться и буриться наклон-
ными (в одной плоскости или в пространстве). Бурение наклон-
ных скважин — это вынужденная необходимость, объясняемая ря-
дом обстоятельств: дорогостоящие работы по строительству бу-
ровой установки в условиях моря или заболоченных районов, вы-
зывающие необходимость осуществления кустового бурения, на-
личие построек (населенные пункты) или пересеченной местности
и т. д. Этому также могут способствовать геологические причи-
ны: при вскрытии крутопадающих пластов моноклинального типа
и продуктивных пластов, залегающих под пологим сбросом или
между двумя параллельными сбросами; наличие продуктивных
пластов под соляными куполами, которые целесообразно обойти,
и др. - I
Скважины, специально искривленные (наклонно-направленные,
вплоть до горизонтальных), имеют самую различную пространст-
венную форму искривления. Профили их бывают неодинаковые,
а фактические стволы имеют неправильную спиралевидную
форму.
Все перечисленные обстоятельства приводят к тому, что соб-
ственно ствол скважины имеет характерные особенности, прису-
щие только (или главным образом) наклонным скважинам. В
результате проведения спуско-подъемных операций их стволы
осложнены некоторым образом ориентированными в пространстве
желобными выработками, существенными изгибами ствола сква-
жин и т. д.
В бурении наклонных скважин существенное значение имеет
допустимая интенсивность искривления ствола, обеспечивающая:
нормальную эксплуатацию колонны бурильных и обсадных труб,
турбобуров, а также минимальное нарушение стенок скважин.
И только для технологии цементирования не рассматривают-
ся ограничения в кривизне. Особенности же цементирования
наклонных скважин есть, и они не могут не учитываться.
Последующие после бурения скважины завершающие про-
цессы также будут характеризоваться специфическими особен-
1* Зак. 255
3
костями, которые должны быть учтены при креплении и це-
ментировании скважин.
Книга по креплению и цементированию наклонных1 скважин
написана впервые. Многие специфические факторы, характер-
ные для наклонного бурения, ранее не рассматривались, не ана-
лизировались, а значит, и не учитывались при креплении и це-
ментировании этих скважин. В данной работе собран прак-
тически весь материал, имеющий отношение к настоящей
теме.
В книге предпринята попытка осветить особенности состоя-
ния ствола наклонных скважин, акцентировать внимание спе-
циалистов на необходимости установления этих особенностей
с тем, чтобы в дальнейшем учесть их и обеспечить высокое ка-
чество крепления и цементирования наклонных скважин.
Авторы благодарны Л. Б. Измайлову, Р. Н. Марченко,
Р. Ф. Уханову и Е. П. Фролову за предоставленную возмож-
ность воспользоваться результатами их работ [7, 8], проведен-
ных под руководством одного из авторов настоящей книги.
Глава II написана В. Д. Барановским, I и III главы —
В. Д. Барановским и А. И. Булатовым, глава VI—А. И. Була-
товым и Р. Ф. Ухановым, глава VII — А. И. Булатовым, глава
VIII — В. И. Крыловым, остальные главы написаны совместно.
Глава I. ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ И
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НАКЛОННЫХ
СКВАЖИН
Практика бурения наклонных скважин показывает, что
они характеризуются специфическими особенностями, заклю-
чающимися в следующем.
1. Ствол наклонной скважины имеет значительное отклоне-
ние от вертикали и практически всегда существенно искривлен
в пространстве.
2. Ствол скважины всегда осложнен желобными выработка-
ми вследствие движения колонны бурильных труб и их трения
о стенку скважины. Ориентация выработок в пространстве не-
известна либо не учитывается; говорят только о глубине распо-
ложения желоба.
3. Искривление ствола скважины в большинстве случаев
способствует повышенной осложненностн кавернами.
4. Вероятность обеспечения чистоты ствола наклонной сква-
жины существенно снижена в сравнении с вертикальными.
5. Обсадная колонна; в наклонной скважине при спуске,
возвратно-поступательных и вращательных движениях работает
в более сложных условиях, чем в вертикальной скважине.
Строго говоря, все перечисленные особенности характерны
и для так называемых вертикальных скважин. Однако в слу-
чае наклонных скважин они весьма существенны. Поэтому не-
обходимость тщательной подготовки ствола, повышенное вни-
мание к качеству формируемого ствола и другим элементам
технологического процесса крепления очевидны и оправданы.
Профиль ствола скважины и пространственное искривление
Известно значительное количество профилей, применяе-
мых в практике бурения наклонных скважин в зависимости от
характеристики геологического разреза, назначения скважины,
технических возможностей обеспечения набора кривизны, при-
меняемого метода бурения и т. д. Тип профиля наклонной
скважины выбирается с учетом обеспечения минимальных затрат
средств и времени на решение задачи, поставленной перед буре-
нием скважины или группы скважин.
Процесс бурения осуществляется таким образом, чтобы
обеспечить расположение кривой профиля в одной плоскости
(обычный тип). Радиусы кривизны обусловливаются технически-
ми и технологическими возможностями проводки наклонной
скважины. Профили часто проектируются (а еще чаще обра-
5
зуются при бурении) в пространственном исполнении — профи-
ли пространственного типа. Профили обычного типа (рис. 1)
проектируются чаще, чем пространственного типа; профили про-
странственного типа имеют часто весьма сложную конфигура-
цию. Наклонные скважины (конструкции которых приведены
на рис. 2) могут искривляться сразу же с начала бурения, т. е. с
дневной поверхности; профиль представляет прямую линию, на-
клоненную под определенным углом к горизонту (например,
профиль ствола при бурении скважины с вышки конструкции
Бузинова в Грознефти и профили стволов при бурении скважин
с морских оснований фирмы «Ойл оф Калифорния»), Естествен-
но, и в последнем случае профиль ствола под действием различ.-
ных природных и технических факторов не имеет строгой прямой
линии.
Желобные выработки
Отличительная особенность наклонных скважин — обра-
зование желобных выработок в стволе скважины. Наиболее
полное изучение явления желобообразования проведено
Е. П. Фроловым.
С помощью профилемера были измерены средний диаметр
ствола скважины и изменение двух поперечных размеров его во
взаимно перпендикулярных плоскостях.
Желобомером фиксировался характер изменения ширины и
глубины желобной выработки. Жалобные выработки возника
в
ют даже в том случае, когда угол искривления составляет 2—3°.
Наиболее опасные с точки зрения желобообразования мягкие
глинистые породы с пропластками песчаника и алевролита. В
глинах желобные выработки имеют большие размеры, чем в
песчаниках и алевролитах. В образовании желобных выработок
определяющее значение (кроме прижимающей силы и движения
бурильного инструмента) имеет интенсивность изменения зе-
Рис. 2. Конструкции наклонных скважин.
нитного и азимутального углов (степень перегиба) на опреде-
ленном участке.
Один из главнейших факторов повышения качества цементи-
рования наклонных скважин — исключение условий образования
желобных выработок при бурении. Они являются одной из
основных причин возникновения каналов в заколонном прост-
ранстве скважин, так как их заполнение тампонажным раство-
ром в большинстве случаев исключается, особенно когда обсад-
ная колонна перекрывает вход или выход (а часто и вход , и вы-
ход) полости |[8].
7
Желобообразование как сопутствующий процесс может быть
уменьшено и даже сведено к нулю увеличением проходки за
один рейс и механической скорости, а также применением спе-
циально обработанных буровых растворов, предупреждающих
осыпи, обвалообразования и набухание пород. Положительные
результаты дает применение на колонне бурильных труб про-
текторов, увеличивающих при бурении площадь контакта со
стенками скважины.
Изменение формы контура поперечного сечения ствола сква-
жины за счет образования желобных выработок существенно
сказывается на качестве цементирования скважин. Невытесне-
ние бурового раствора, находящегося в желобной выработке,
является потенциальной причиной каналообразования.
В случае заполнения желоба тампонажным раствором ча-
сты недоподъемы последнего вследствие недоучета увеличения
объема ствола скважины и других обстоятельств, связанных с
наличием желоба.
Для наклонного бурения характерны уширения стволов
скважин. Н. А. Григорьев [11] указывает, что увеличение диа-
метра скважины при наклонном бурении может происходить
также под действием контактного давления изогнутого низа
колонны бурильных труб на стенки в сочетании с вибрацией,
возникающей вследствие работы долота на относительно твер-
дом забое.
Кроме того, образованию каверн способствуют наклонное
расположение стволов наклонных скважин, применение откло-
няющих приспособлений и стабилизаторов кривизны, более ши-
рокий диапазон встречи стволов скважин с проходимыми про-
пластками, пластами и т. д.
По данным работы [11], значительные участки стволов на-
клонных скважин характеризуются расширениями, имеющими
не локальный характер, а значительные уширения на больших
интервалах, существенно превышающих длину низа бурильной
колонны.
В [41] показано, что в большинстве случаев наклонных
скважин, пробуренных в направлении падения пластов, боль-
ше, чем при бурении по восстанию пластов. А. Г. Калинин та-
кое явление объясняет изменением скорости разрушения пород
забоя и стенки скважины в различных направлениях встречи
долота с плоскостью напластования. Автор приводит данные
максимальных значений уширения стволов на участках локаль-
ных расширений длиной не менее 10 м, которые составляют
д» 40%.
Все указанные отклонения от нормальных условий наблю-
даются и в неявно выраженных желобах, так сказать «класси-
ческой» формы, представленных в виде продольных выработок
неправильной формы в результате механического воздействия
бурильной колонны о механическую породу. Поперечное сечение
в
этих выработок представлено в виде овала, эллипса и т. д.
Протяженность их достигает сотен метров. Известно немало
случаев, когда восстанавливалась циркуляция через зоны, ра-
нее заполненные буровым раствором, а после цементирования
оставшиеся защемленными (Е. П. Фролов приводит данные по
циркуляции жидкости с подачей 15—17 л/с).
Повышение качества крепления и цементирования скважин
связано в первую очередь с отсутствием желобов, каверн и про-
чих неровностей ствола скважин, приводящих к формированию
застойных (защемленных) зон бурового раствора. Образование
желобных выработок необходимо предупреждать, а коль они
возникли, их следует разрушать общеизвестными методами.
Осложнения при проводке наклонных скважин
Опыт бурения скважин показывает, что искривление ство-
ла способствует возникновению аварий и осложнений. Подан-
ным Б. К. Челомбиева и др., в Ставрополе увеличение зенитно-
го угла с 3 до 8° и более приводит к росту негерметичности
обсадных колонн. В подавляющем большинстве случаев герме-
тичность обсадных колонн нарушалась в зонах перегиба ствола
скважины (интенсивный рост или резкое уменьшение угла на-
клона ствола). Чем больше абсолютная величина и интенсив-
ность перегиба ствола, тем быстрее и чаще нарушается герме-
тичность эксплуатационных колонн.
Искривление скважин также существенно влияет на возник-
новение осложнений при спуске и цементировании обсад-
ных колонн.
Вытеснение бурового раствора из заколонного пространст-
ва скважины даже при центричном расположении обсадной
колонны будет давать иные результаты, чем в случае верти-
кальной скважины при общепринятой технологии цементи-
рования.
Обсадная колонна, спускаемая в наклонную скважину,
должна рассчитываться с’учетом того, что скважина наклонная.’
Однако самым существенным в данном вопросе является то
обстоятельство, что в случае наклонной скважины даже приме-
нение специальных устройств для центрирования обсадной ко-
лонны не гарантирует от соприкосновения обсадной колонны
в некоторых местах со стенкой скважины, а следовательно,
будут образовываться зоны невытесненного бурового раствора.
Эксцентричность расположения обсадной колонны, к сожа-
лению, всегда имеет место, а данное обстоятельство наклады-
вает существенные дополнительные ограничения на процесс
цементирования для обеспечения качественного разобщения
пластов.
Рассмотрим некоторые случаи эксцентричного расположения
9
обсадных колонн в стволе наклонной скважины с учетом
проектируемых и фактических профилей.
Очевидно, вариантов эксцентричного расположения обсадных
колонн в скважинах, особенно в необсаженных стволах, может
быть много. Наиболее общим, причем наименее желательным
с точки зрения качественного цементирования (наименьшая
вероятность вытеснения бурового раствора тампонажным) мо-
жет считаться случай прилегания участков обсадной колонны к
стенке скважины, т. е. когда она «лежит» на стенке скважины,
соприкасаясь с нею практически некоторой криволинейной
плоскостью (теоретически в идеальном случае абсолютно жест-
ких цилиндров соприкосновение осуществляется по линии).
Если же стенка скважины деформируется или на ней отложена
глинистая корка, размеры зоны соприкосновения возрастают.
В этом случае в «узком» месте возможно (что часто возни-
кает) образование «защемленного» бурового раствора («мерт-
вая зона»), приводящее к уменьшению площади поперечного
сечения заколонного пространства. Размеры этой зоны в стати-
ческом состоянии зависят от ряда факторов, главными из ко-
торых являются свойства бурового раствора, а в динамиче-
ском — и от скорости движения потока.
В идеальном случае наиболее полное вытеснение жидкости
будет достигаться при условии, если скважина представляет
идеальный цилиндр с гладкими, ровными, лишенными электри-
ческого заряда стенками; а вытесняемая жидкость — вода.Тог-
да только молекулярный слой жидкости останется на стенке
«скважины». Чем большее отклонение от идеала указанных
цилиндра и жидкости, тем сложнее (если вообще возможно)
полностью вытеснить жидкость. Очевидно, подготовленность
ствола скважины к цементированию и вероятность гарантии
качественного крепления правильнее всего оценивать по коэф-
фициентам, характеризующим степень отклонения реального
ствола и свойств вытесняемой жидкости от идеалов. Причем
чем ближе натура и идеал, тем вероятность обеспечения ка-
чественного цементирования более высокая.
Естественно, сложнее обстоит дело при наличии желобных
выработок, каверн и иных неровностей как функции изменения
радиуса ствола по длине скважины. Однако задача сложна, и
необходима выработка критериев, соблюдение которых гаранти-
рует более или менее высокую степень обеспечения качества
работ. ।
Формированию ствола скважины применительно к обеспече-
нию гарантированного качества цементирования не уделяется
внимания, к сожалению, ни в отечественной, ни в зарубежной!
практике. В нашей литературе известно всего несколько работ
(Ю. И. Савенков), посвященных рассматриваемой проблеме.
Наклонные скважины — наиболее сложный объект для ка-
чественного цементирования. При их проводке следует серьез-
10
но заниматься формированием ствола скважин, чтобы в после»
дующем неудачным креплением не свести на нет все предыду-
щие работы по проводке скважины.
Конструкции наклонных скважин и некоторые особенности
их выбора1
В соответствии с Методическими указаниями по выбору
конструкций нефтяных и газовых скважин основными исходны-
ми данными для разработки конструкции скважин являются:
цель бурения и назначение скважины; проектный горизонт,
глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны; пласто-
вые давления и давления гидроразрыва пород стратиграфиче-
ских горизонтов; способы заканчивания скважин и ее эксплу-
атации; профиль скважины (вертикальная, наклонно-направлен-
ная) и его характеристика (величины отклонения от вертика-
ли, темп изменения угла и азимута искривления).
В приведенных выше Методических указаниях достаточно
подробно рассмотрены конструкции скважин с учетом пласто-
вого давления и давления гидроразрыва пород. Даются реко-
мендации по выбору диаметров и глубин спуска обсадных ко-
лонн по выбору вида обсадных колонн. В случае бурения интер-
валов, характеризующихся интенсивным износом обсадных
труб, рекомендуется применять сменные или поворотные обсад-
ные колонны.
В настоящее время отсутствуют руководящие документы по
учету и регламентированию темпа износа обсадных колонн.
Последний, как известно, зависит главным образом от интен-
сивности пространственного искривления ствола скважины и
объема буровых работ, выполняемых в обсадной колонне (чис-
ла спуско-подъемов и времени вращения бурильного инстру-
мента).
Из-за несовершенства способов и средств предупреждения
естественного искривления нередки случаи интенсивного
искривления отдельных участков и так называемых верти-
кальных скважин. Вместе с тем, в зависимости от величины
необходимого отклонения забоя от вертикали, применяемая
в настоящее время техника и технология позволяют регламенти-
ровать величину интенсивности пространственного искривле-
ния при бурении наклонно-направленных скважин. По данным
А. Г. Калинина и др., при интенсивности искривления ствола
скважины 0,45—0,5° на 10 м влияние искривления на темп изно-
са обсадной колонны настолько мало, что им практически мож-
но пренебречь.
Исходя из этого вывода, при проектировании профиля глу-
бокой наклонно-направленной скважины интервал увеличения
1 Написано совместно с В. Н. Кокаевым.
11
зенитного угла должен приниматься таким, чтобы значение р не
превышало отмеченную величину. В неглубоких скважинах, в
процессе бурения которых в промежуточных колоннах выпол-
няются сравнительно небольшие объемы буровых работ, вели-
чина р может регламентироваться лишь иными соображениями.
Например, с целью обеспечения герметичности резьбовых соеди-
нений эксплуатационных колонн на месторождениях Западной
Сибири рекомендуемые ВНИИТнефтью значения интенсивности
искривления стволов скважин составляет 1,5—2,0° на 10 м. Эти
значения находятся на уровне допускаемых при бурении скважин
на месторождениях Западной Сибири. Например, рекоменду-
емое максимальное значение отмеченного параметра составля-
ет 2,5° на 10 м.
В связи с изложенным можно сделать вывод, что проблема
предупреждения износа промежуточных колонн может возни-
кать как при бурении наклонных, так и вертикальных скважин.
Исходя из результатов исследований [21], при условии 0>О,5°
на 10 м вне зависимости от вида бурения (скважина вертикаль-
ная или наклонно-направленная) возникает необходимость про-
ектирования промежуточных колонн с учетом их износа буриль-
ным инструментом. Причем необходимость расчета обсадных
колонн не исключается даже при условии применения протек-
торных колец для бурильного инструмента, так как они не
полностью исключают износ. По данным ВНИИКРнефти, износ
обсадной колонны бурильными замками лишь в 1,58 раза боль-
ше, чем образцами протекторов.
Однако действующая в настоящее время инструкция по
расчету обсадных колонн [19] не дает конкретной рекоменда-
ции по учету профиля ствола скважины. Рекомендация [19] в
этой части сводится лишь к следующему. Если бурильная ко-
лонна работает в обсадной продолжительное время, то учитывая
возможность наибольшего износа необходимо увеличить толщи-
ну стенки обсадных труб на 10—20% по сравнению с расчетной
(на основании опытных данных).
Очевидно, что приведенная рекомендация совершенно не-
применима при проектировании строительства скважин на но-
вой площади. Практически нельзя пользоваться ею и на ста-
рых площадях из-за отсутствия достаточно надежных методов
и средств контроля величины механического износа обсадных
труб в скважине. Обычно недопустимо большой износ обсад-
ной колонны обнаруживается лишь в случаях разрыва обсад-
ных труб за счет действия на них избыточного внутреннего
давления или их смятия внешним давлением. Во многих слу-
чаях промежуточная колонна в скважине испытывает действие
избыточного давления (внутреннего или внешнего) за счет
разницы в плотностях бурового раствора в колонне и за колон-
кой.
Величина избыточного давления, как правило, остается не-
12
изменной, в то время как обсадная колонна, вследствие ее из-
носа бурильным инструментом, постоянно теряет первоначаль-
ную прочность. Наступает момент, когда давление для изно-
шенной части обсадной колонны оказывается критическим.
Происходит смятие или разрыв обсадных труб. Вполне понятно,
что далеко не во всех случаях удается выявить ослабленные
износом участки обсадных колонн. При проявлениях скважины
с такими колоннами могут оказаться неуправляемыми.
Принято считать, что обсадная колонна, спущенная в наклон-
но-направленную скважину, приобретает форму ее оси [21]. В
связи с этим предложен ряд решений по учету изгиба обсадных
труб при расчете колонны на смятие и на страгивание. При
этом для расчета гидростатического давления, вызывающего
смятие обсадных колонн, глубина скважины берется по вертика-
ли, а при определении веса обсадной колонны — по длине ствола.
Следует отметить, что ни одно из предложенных решений не
рекомендовано для практического использования. По-видимо-
му, это объясняется несовершенством и сравнительно малой
значимостью дополнительных нагрузок, обусловленных искрив-
лением скважин. Кроме того, очевидно, что обсадная ко-
лонна в наклонно-направленной скважине испытывает мак-
симальные дополнительные нагрузки в интервале . уве-
личения зенитного угла, т. е. на участке наибольшей интенсив-
ности искривления ствола. Выше отмечалось, что в реаль-
ных условиях такие участки могут быть не только в наклонно-
направленных, но и в вертикальных скважинах.
При проектировании конструкции скважин в ряде случаев
интервалы крепления выбирают с учетом желобообразования.
С целью предупреждения осложнений, связанных с желобообра-
зованием, зоны с совместными условиями бурения иногда делят
на несколько интервалов крепления, что неизбежно приводит к
утяжелению конструкции скважин и ухудшению технико-эконо-
мических показателей бурения.
Однако анализ промысловых материалов показывает, что
осложнения, вызванные желобными выработками в стенках
скважин, встречаются не только при бурении наклонно-направ-
ленных, но вертикальных скважин. Причем, так же как и износ
обсадных труб, желобные выработки образуются главным обра-
зом на участках большой интенсивности искривления скважин.
Можно привести ряд примеров, когда в вертикальных скважи-
нах из-за желобообразования возникали серьезные осложнения.
Вместе с тем в Западной Сибири, где наклонно-направленное
бурение составляет около 95% общего объема проходки, жело-
бообразование не является серьезной проблемой. Очевидно,
что осложнения, являющиеся следствием желобных выработок,
могут быть исключены независимо от вида бурения, если стро-
го регламентировать величину интенсивности искривления
скважин.
13
Рис. 3. Типовая конструкция и про-
филь ствола наклонной скважины на
месторождении Федоровское:
Н = 2400 м — глубина скважины по вер-
тикали; ij = 250 м — длина вертикального
участка; 12 — 170 м —длина участка ста-
билизации зенитного угла; = 1095 м —
длина участка снижения угла; =
= 895 м —длина скважины по стволу;
^£ — 420 м — глубина спуска кондуктора-,
z — 2500 м — проектное смещение забоя;
<31 — 25 м, Й2 = 340 м; а3 — 235 м; а ~
» 18ч; А = 600 м
Пока еще отсутствуют так-
же конкретные данные, харак-
теризующие влияние искривле-
ния на качество цементирова-
ния скважин. Более того, не-
которые исследователи счита-
ют, что по условиям цементи-
рования наклонно-направлен-
ные скважины не отличаются
от вертикальных. Например,
авторы [9] отмечают, что вы-
полнение всех мероприятий,
необходимых для получения
качественного цементирования
обсадных колонн в вертикаль-
ных скважинах, обеспечивает
надежное разобщение пластов
и в наклонных скважинах. Для
подтверждения своего выска-
зывания авторы ссылаются на
сравнительный анализ резуль-
татов цементирования в на-
клонных и вертикальных сква-
жинах в НПУ Ставрополь-
нефть, проведенный кафедрой
бурения МИНХиГП им. И. М.
Губкина. Результаты указан-
ного анализа, действительно
показывают, что качество це-
ментирования наклонных и вертикальных скважин при прочих
равных условиях оказалось на одном и том же уровне. Правда,
авторы не приводят данных, характеризующих наклонные сква-
жины. Дело в том, что понятие «наклонно-направленное буре-
ние» является довольно неоднозначным. В реальных скважинах
величина углов наклона стволов колеблется в широких преде-
лах— от нуля в вертикальных скважинах до 90° в разветвленно-
горизонтальных. До настоящего времени нет четкой классшЬ"-
14
кации наклонных скважин по степени их искривленности, хотя в
этом есть необходимость. Надежным критерием оценки степени
искривления наклонно-направленных скважин мог бы служить
угол наклона ствола к вертикали или отношение величины го-
ризонтального смещения к вертикальной проекции ствола
скважины.
На месторождениях Западной Сибири, где в настоящее
время сосредоточен основной объем наклонно-направленного
бурения по стране, величина отмеченного отношения колеблет-
ся в пределах 0,1—1,0.
Максимальное отклонение забоя от вертикали достигает
Рис. 4. Типовые конструкции эксплуатационных наклонно-направленных
скважин месторождения Узень
15
2000 м при углах наклона ствола 40—50° [9]. При этом, как
показывает анализ промысловых материалов, применяют почти
один тип конструкции скважин. На рис. 2 и 3 представлены
конструкции скважин, используемые на указанных месторожде-
ниях для бурения эксплуатационных наклонно-направленных
скважин. На Варьеганском месторождении применяется не-
сколько утяжеленная конструкция скважин, включающая
245-мм промежуточную колонну. Однако спуск этой колонны на
глубину 1000 м диктуется лишь необходимостью изоляции га-
зоносных пластов [12].
На месторождении Узень из аналогичных соображений
используют также два варианта конструкции скважин (рис. 4).
На рис. 5 показаны типовые конструкции наклонно-направлен-
Рис. 5. Конструкции скважин на площадях объединения Сахалиннефть
1в
I § S
“L400800/200 /ООО 2000 2000
той •*
Рис. 6. Конструкция скв. 1 Одопту-Море
с рекордным отклонением забоя (приве-
дены профиль и план ствола скважины)
ных скважин, применяемых на месторождениях Сахалина. Как
видно из рис. 5, конструкции скважин на площадях Кеуту-Море
и Одопту-Море отличаются друг от друга только глубинами
спуска 324-мм кондуктора и 245-мм промежуточной колонны,
хотя, как видно из рисунка, они резко различаются по величи-
не отклонения забоя. Разница в глубинах спуска обсадных ко-
лонн объясняется различием
же стратиграфических гори-
зонтов на этих площадях.
В 1972 г. на площади Одоп-
ту-Море была пробурена
скважина с большим откло-
нением забоя от вертикали
[2]. Следует отметить, что в
то время это было рекорд-
ным отклонением.
На рис. 6 показаны про-
филь, план ствола и факти-
ческая конструкция этой
скважины. Как видно из
рис. 6, отклонение от верти-
кали превысило 2450 м при
глубине скважины по верти-
кали 2262 м. Таким обра-
зом, по данной скважине
величина выше отмеченного
отношения превышает 1
(2450/2262 > 1). Скважины
с большими отклонениями
забоев, как скв. 1 Одопту-
Море, в отличие от обычных
наклонно - направленных,
имеют некоторые особенности, но при бурении и креплении
этой скважины по обычной технологии осложнения ненаблюда-
лись. Специфическими особенностями отличаются также сква-
жины с разветвленно-горизонтальными стволами (РГ). Напри-
мер, по данным А. М. Григоряна, при бурении их необходимо
применять в вертикальном стволе обсадную колонну диамет-
ром не менее 245 мм.
Особенности строительства наклонно-направленных сква-
жин с большим отклонением забоев достаточно подробно рас-
смотрены в зарубежной практике. По данным Д. С. Джонстона
и Ж. Т. Керриэл, на месторождении Хентингтон Бич (штат Ка-
лифорния) продуктивные участки, залегающие под дном океа-
на, разбуривались наклонными скважинами с большим откло-
нением забоев. Вертикальная проекция и конструкция одной из
этих скважин показаны на рис. 7. Угол наклона стволов сква-
жин составлял около 75°.
в глубинах залегания одних и тех
17
Большие трудности при бурении отмеченных скважин воз-
никали в процессе производства замеров углов искривления.
Инклинометры на каротажном кабеле не удавалось спускать в
скважины, поэтому они продавливались до забоя насосами, для
чего на головке бурильного инструмента устанавливался спе-
циальный сальник, так как во избежание прихвата бурильную
колонну необходимо было вращать. Опыт бурения на указан-
ном месторождении также показал, что длительное время буре-
ния верхних горизонтов
может привести к обва-
лам и осыпям неустойчи-
вых пород. Для предот-
вращения указанных яв-
лений рекомендуется, что-
бы необсаженная часть
ствола скважины не пре-
вышала 2100—2200 м, а
продолжительность буре-
Рис. 7. Конструкция скважины на место- ния этого интервала —
рождении Хентингтон Бич 30 дней.
Таким образом, интер-
валы крепления рекомендуется выбирать с учетом времени
устойчивого состояния пристенной зоны скважин. Кроме того,
был отмечен интенсивный износ кондуктора бурильным инстру-
ментом. Были случаи износа башмака кондуктора. Поэтому его
заменили специальным длинным башмаком из трубы с толщи-
ной стенки 32 мм. На бурильный инструмент, работавший в кон-
дукторе, надевали протекторные кольца.
В связи с тем что при спуске обсадных колонн только часть
веса способствует их движению вниз в скважину (в скважинах
рассматриваемого типа всего 10 % общего веса), появилась
необходимость разработать специальный метод спуска обсад-
ных колонн в скважины с большим отклонением забоев. Так,
например, для снижения плавучести обсадную колонну запол-
няют жидкостью после наращивания каждой трубы. Последние
600—1200 м колонны досиускали в скважину с расхаживанием.
Для уменьшения сил трения на обсадную колонну устанавлива-
ли специальные центраторы.
Проведенные исследования и промысловый опыт показыва-
ют, что на современном этапе развития технологии и техники
бурения использованы почти все возможности упрощения конст-
рукций скважин за счет снижения зазоров между скважиной и
колонной и дальнейшее их совершенствование может идти лишь
по пути увеличения выхода незакрепленного ствола из преды-
дущей колонны. Величина выхода зависит в основном от продол-
жительности бурения, т. е. максимально возможного времени
устойчивости ствола скважины в осложненных геологических
условиях. Но наряду с этим величина выхода из промежуточ-
18
ной колонны зависит от устойчивости последней к внешним и
внутренним нагрузкам, которые при механическом износе
стенок обсадных труб способны вызвать повреждения колонны
или потерю герметичности. При бурении глубоких разведочных
скважин это недопустимо.
Степень износа труб определяется выполненной в обсадной
колонне работой при бурении из-под башмака колонны на длину
выхода из нее. Объем указанной работы характеризуется в ос-
новном числом спуско-подъемных операций, произведенных в
колонне, и временем вращения бурильного инструмента в ней.
При одной и той же величине пути трения износ обсадных труб
различен при различных значениях прижимающих нагрузок,
величина которых зависит от угла и азимута искривления ство-
ла скважины, длины и диаметра бурильного инструмента, ско-
рости движения колонны. Следовательно, применение высоко-
прочных труб в компоновке колонн не означает, что она будет
иметь большую износостойкость, поэтому обсадные колонны,
предназначенные для глубоких скважин, не рекомендуется со-
ставлять из высокопрочных труб с пониженной толщиной стен-
ки [7].
По мнению авторов [2], процесс цементирования скважин с
большим отклонением забоя протекает так же, как в вертикаль-
ных стволах. Единственным отличием они считают то, что в
стволе наклонной скважины происходит гравитационное раз-
деление цементного и бурового растворов. Скважины рекомен-
дуется цементировать с учетом этого явления. В частности, ре-
комендуют применять тампонажный и продавочный буровой
растворы одинаковой плотности. В работе отмечены специфи-
ческие особенности изоляции водоносных горизонтов, заканчи-
вания и эксплуатации скважин с большим отклонением забоев.
Повреждение обсадных колонн в результате их износа [7]
При бурении глубоких вертикальных и наклонных сква-
жин применяют многоколонные конструкции. При этом выход
бурильного инструмента из-под башмака промежуточной ко-
лонны достигает 2000 м и более. В результате этого в скважи-
не, обсаженной промежуточной колонной, производят порядка
100 спуско-подъемных операций и вращают инструмент в тече-
ние 1000 м и более. Естественно, износ обсадных колонн увели-
чивается вследствие наличия кривизны ствола.
При незначительной кривизне скважины инструмент сколь-
зит по одной и той же стороне обсадной колонны, приводя к
одностороннему ее протиранию. М. Л. Кисельманом убедитель-
но показано, что наиболее интенсивный износ обсадных колонн
происходит в сравнительно небольших интервалах в местах
искривлений ствола скважины. Об этом свидетельствуют дан-
ные измерений поднятых из скважин обсадных труб.
19
Анализ данных повреждения промежуточных обсадных ко-
лонн на площади Ачи-Су показал, что одна из причин разры-
вов и смятий труб в скважинах — их износ бурильными трубами.
Повреждения 324-мм обсадных труб в скв. 120 и 122 площади
Ачи-Су отмечены в интервалах, где ствол имел явно выражен-
ное искривление.
Из скв. 110 Ачи-Су и скв. 237 Избербаш извлечены части
324- и 219-мм обсадных колонн. В обсаженных скважинах про-
извели 65-80 рейсов долота и более 600 ч вращали бурильный
инструмент. Большинство труб имело односторонний желобо-
образный износ. Глубина выработки изменялась в пределах
Рис. 8. Горизонтальные проекции стволов скважин, пробуренных на плошади
Ачи-Су:
а — скв, 122. 6 — скв. 128, в — скв. 142, г — скв. 137
20
1—6 мм, но имелись участки, где трубы с толщиной стенки 10 —
12 мм были протерты почти насквозь.
Принято считать, что интенсивность износа обсадных труб
уменьшается от устья скважины к башмаку колонны, т. е. наи-
большему износу подвергнута приустьевая зона. Однако анализ
промысловых данных показывает, что промежуточные колонны
повреждаются на различных глубинах.
В наибольшей степени повреждение промежуточных колопн
происходит в интервалах скважин, где ствол имеет искривлю
ние. Даже при незначительной кривизне скважины (2—3°) из-
менение азимута ствола может способствовать интенсивному
износу обсадных колонн. Это объясняется тем, что степень изно-
са колонны в значительной степени зависит от величины усилий,
прижимающих бурильный инструмент к обсадным трубам. Ве-
личина этих усилий — функция интенсивности искривления ство-
ла скважины.
Для определения влияния интенсивности искривления ство-
ла скважины на степень износа колонны во ВНИИКРнефти
Л. Б. Измайловым и В.Н. Кокаевым проанализирован про-
мысловый материал по площадям Ачи-Су, Избербаш и Балхас-
Хунук объединения Дагнефть и по площадям Эльдарово, Ста-
рогрозненская, Малгобек, Али-Юрт и другим объединения Гроз-
нефть.
По данным геофизических исследований построены инкли-
нограммы для скважин со значительным искривлением ствола
(рис 8, а и б) и с незначительной степенью пространственного
искривления (рис. 8, в и а). Соответственно построены графики
изменения степени искривления ствола с глубиной для скважин
первого (рис. 9) и второго типов (рис. 10). Интенсивность ис-
Рис. 9. Графики изменения
интенсивности значительного
искривления стволов Ачи-СУ:
а — скв. 128; б —скв. 130
кривления определяли по методу А. Дубинского. Сопоставле-
ние табличных данных с инклинограммами и графиками интен-
сивности пространственного искривления скважин показыва-
ет, что обсадные колонны в большинстве случаев повреждены
там, где ствол резко искривлен. График изменения степени ис-
кривления ствола, как и инклинограмма, характеризует интен-
21
сивность пространственного искривления скважин. Однако, как
видно из сопоставления рис. 8 и 9,интервалы с резким искрив-
лением на графике выделяются более четко в виде характерных
аномалий (например, глубина 250 м для скв. 130 Ачи-Су и ин-
тервал 800—900 м для скв. 128). Вместе с тем величина степени
перегиба 0, являясь суммарным выражением действия дирекци-
онного и азимутального углов, может служить критерием коли-
Рис. 10. Графики изменения
интенсивности незначительного
пространственного искривления
стволов Ачи-Су:
а — скв. 139; б — скв. 142
чественной оценки пространственного искривления ствола
скважины.
Анализ проводки скважин показывает, что в скважинах со
значительным пространственным искривлением ствола обсад-
ные колонны повреждаются после непродолжительной работы.
Так, в скв. 122 и 128 Ачи-Су повреждения произошли после
проведения соответственно 42 и 46 рейсов долота. При малой
интенсивности искривления ствола повреждения колонн зачастую
не происходят (скв. 139 и 142 Ачи-Су) или бывают после очень
длительной работы (скв. 140 Ачи-Су и скв. 2 Балхас-Хунук).
Глава И. СПУСК ОБСАДНЫХ КОЛОНН
В НАКЛОННЫЕ СКВАЖИНЫ
Спуск обсадных колонн в стволы скважин представляет
собой весьма ответственную задачу, от успешного осуществле-
ния которой в значительной мере зависит качество крепления
и цементирования.
Определение конфигурации, поперечных размеров
и объема ствола скважины1 [7]
При бурении нефтяных и газовых скважин оценка факти-
ческого состояния их ствола, изменения объема и геометричес-
ких форм поперечного сечения, как правило, производится по
данным кавернометрии. С помощью каверномера получают ин-
формацию в виде одной кривой, характеризующей изменение
среднего диаметра ствола скважины по длине. В связи с этим
форма ее поперечного сечения, построенного по этим данным,
всегда будет иметь вид окружности. Однако фактический про-
филь ее сечения значительно отличается от идеального (окруж-
ности) и не остается постоянным во времени. Наблюдаемые к
тому же случаи недоподъема цементного раствора на заданную
высоту за обсадной колонной нередко объясняются ошибками,
допущенными при расчетах объема кольцевого пространства
на базе данных кавернометрии.
Профилемер за один рейс в скважину регистрирует средний
диаметр ствола (кавернограмму) и изменение двух его попереч-
ных размеров во взаимно перпендикулярных направлениях (про-
филеграмму).
Для построения профиля сечения ствола скважины (рис. 11)
необходимо произвести следующие операции: а) на горизон-
тальной прямой тп откладывают отрезок АС, равный наиболь-
шему поперечному размеру ствола В, полученному по данным
профилеметрии; б) радиусом г = а!2 описывают окружность с
центром в точке f (а — наименьший размер ствола скважины,
получаемый по данным профилеметрии); в) радиусом ^дол/2
описывают окружность с центром в точке Е. Пересечение этой
окружности с прямой тп даст точку F, соответствующую воз-
можному положению оси прибора; г) производят сопряжение
этих двух окружностей.
Согласно данным профилеметрии, ствол скважины можно
разбить на интервалы расположения каверн, сужений, желоб-'
ных выработок и номинального диаметра ствола скважины. На
‘Написано Е. П. Фроловым.
23
рис. 12 показаны основные формы поперечного сечения ствола
скважины, полученные по данным профилеметрии.
В случае совпадения кривых профилеграмм с линией номи-
нального размера скважины ее поперечное сечение представ-
ляет окружность диаметром, близким к диаметру долота.
Рис. 11. Поперечное сечение желобной
выработки, построенное по данным
профилеметрии
Рис. 12. Основные формы поперечного
сечения ствола скважины, полученные
по данным профилеметрии
ПзйГ сече- ния Ороерилеграмма 0 dроллом] Поперечное сечение ствола Средний диаметр Соотно- шение a и. b Примечание
ЭОН I -wvhiwoh\ а~Ь _ но |_ dep~dftoe a-b Окружность d -a+b dCp- 2
^а-Ь л . ь _ --СЗ dtp-a-b a=b Окружность л ^a+b acp- —
Си § а ~ b Ф! ts dCp- 2 a>dgofl Эллипсоидаль- ная наверно
а сз 2 j dfafi+b z dдол Эллипсоидаль- ная каверна
-1 j ddoe+b d4>~ Z a>dyBT
Сужение 1 а=Ь ( 1 II 1 1 dcp-dpgj) a=b Окружность Н -а + ь йер- 2
±|( g То/ о _ )1 ЕЗ d-cp-djo/! a<b Зллипсоидаль- ног
1 § b сз! , dgoc+b Z a^b а-^УбТ
ч—
24
Если обе кривые профилеграммы сходятся и располагаются
правее линии номинального диаметра, поперечное сечение сква-
жины представляет окружность диаметром больше размера до-
лота (каверна, имеющая контур поперечного сечения в виде
окружности). При этом, чем больше смещение этих кривых от
линии номинального диаметра скважины, тем больше размер
приобретает каверна.
Если обе кривые профилеграммы расположены влево от
линии номинального диаметра и сходятся, поперечное сечение
ствола представляет окружность диаметром меньше размера до-
лота (сужение). Причем кривые здесь могут либо сходиться, ли-
бо расходиться. Как правило, эти сужения небольшие по разме-
ру и являются в основном результатом образования глинистой
корки против проницаемых пород.
Если кривые профилеграммы расходятся, но располагаются
в правой части от линии номинального диаметра скважины, то
ее поперечное сечение представляет собой форму овала (кавер-
на в виде овала). При этом, чем больше амплитуда расхожде-
ния кривых относительно друг друга, тем более вытянутую фор-
му имеет этот вид каверн. К этому же типу контура поперечного
сечения следует относить случаи, когда кривые профилеграммы
расположены по разные стороны от линии номинального диаметра
скважины. Однако этот вид поперечного сечения ствола скважи-
ны подобен желобной выработке, для которой также характерно
расположение кривых профилеграммы по разные стороны от ли-
нии номинального диаметра скважины. В связи с этим желобной
выработкой принято называть продольную выработку, у кото-
рой ширина а меньше наружного диаметра утяжеленных бу-
рильных труб г/увт, т. е. выработку, в которой может про-
изойти расклинивание либо утяжеленных бурильных труб, либо
обсадной колонны.
Определение объема ствола скважины по данным
профилеметрии
Определение объема ствола скважины представляет собой
один из существенных вопросов технологии цементирования
скважин. При этом точность подсчета его обычно зависит от
правильности определения площади поперечного сечения ство-
ла скважины. Поперечное сечение, построенное по данным ка-
вернометрии, значительно отличается от фактического.
Более того, данные кавернометрии даже приближенно не
отражают конфигурации ствола скважины и соответственно не
могут быть использованы для подсчета объема ствола.
Полученные результаты промысловых исследований конфи-
гурации стволов, проведенные с помощью профилемера и жело-
бомера (радиусомера) в большом количестве скважин, позво-
лили рассмотреть влияние продольной выработки и эксцентри-
25
ситета прибора на величину коэффициента кавернозности. Уста-
новлено, что прибор (профилемер) в процессе измерения в 95
случаях из 100 смещен от центра ствола скважины. При этом
в результате эксцентричного положения прибора в скважине од-
на из его пар измерительных рычагов будет регистрировать ли-
бо ширину желоба (поперечное сечение ствола скважины пред-
ставляет желобную выработку), либо длину хорды (попереч-
ное сечение ствола представляет окружность), а не размер
ствола скважины по центру. Чем больше диаметр скважины,
тем значительнее разность между ним и длиной хорды. Так, для
скважины диаметром 540 мм эта разность, выраженная в про-
центах от диаметра ствола, составляет 33, а для скважин диа-
метром 394 мм —24. Если на стенке скважины есть продоль-
ная выработка, указанная разность достигает еще больших раз-
меров (40—60%). Поэтому полученные по этим данным средние
диаметры ствола скважины будут заведомо меньше фактичес-
ких, и подсчитанный по ним объем ствола скважины будет так-
же занижен.
В связи с этим во ВНИИКРнефти была разработана методи-
ка подсчета объема ствола скважины с использованием данных
профилеметрии. Для вычисления фактического объема ствола сква-
жины необходимо знать его средний диаметр. Последний определя-
ют по данным профилеметрии. Для этого профилеграмму разби-
вают на участки, представленные желобными выработками, ка-
вернами, сужениями и номинальным размером ствола скважи-
ны. Вычисляют средний диаметр ствола скважины для каждого
участка (см. рис. 12).
1. Желобные выработки. Из профилеграммы измеряют вели-
чину Ь, характеризующую наибольший размер ствола скважи-
ны, и суммируют ее с диаметром долота. Определяют полусум-
му этих величин, которая будет средним диаметром для интер-
вала, представленного желобными выработками.
Пример. Скв. 70 Левкинской площади. Требуется определить средний ди-
аметр и объем ствола скважины в интервале 625—715 м, представленном
желобной выработкой (рис. 13,а). Z> = 615 мм; длина желобной выработки
/ = 90 мм; диаметр долота с!дОл = 394 мм.
%ол + Ь
dcp = --2---= 505 мм;
V = 0,785 dj:p / = 17,95 м2 3.
Объем ствола скважины в интервале 625—715 м, подсчитанный подан-
ным кавернометрии, равен 10,37 м3.
2. Каверны, имеющие поперечное сечение в виде окружности.
Так как b и а, снимаемые из профилеграммы, равны между со-
бой, то любую из этих величин принимаем за средний диаметр
для этого1 вида участка ствола.
26
Пример. Скв. 1 Черноморской площади. Требуется определить средний
диаметр и объем ствола скважины в интервале 138—165 м, представленном
каверной, имеющей поперечное сечение в виде окружности (рис. 13,6).
“ = 6 = 580 мм; / = 27 м; dcp = a = 6 = 580 мм.
V = 0,785 d?p / 9,1 м3.
3. Каверны, имеющие поперечное сечение в виде овала.
а) <7<7<^дол-
В этом случае из профилеграммы измеряют величину b и сум-
мируют с размером долота. Полусумма этих величин является
средним диаметром данного сечения скважины.
а
5 6
г
Рис. 13. Профилеграммы и кавернограммы стволов:
а, в, г- скв. 70 Левкинской площади; б — скв. 1 Черноморской площади (пунктиром
показан средний диаметр ствола)
Пример. Скв. 70 Левкинской площади. Требуется определить средний
диаметр и объем ствола скважины в интервале 1870—1945 м, представленном
каверной, имеющей поперечное сечение в виде овала (рис. 13,в) а = 320 мм;
6 = 490 мм; / = 75 м; ^ДОл = 394 мм.
^дол Н- 6
rfcp =--- g---= 437 мм;
V = 0,785^ /=11,3 №.
Объем ствола скважины в интервале 1870—1945 м, подсчитанный по
данным кавернометрии, равен 9,8 мТ
б) U (/дол*
Из профилеграммы измеряют величины а и 6. Затем суммируют Ь и
(1,15—1,2) а (коэффициент при а принят из анализа поперечных сечений,
представленных в виде окружности). Средний диаметр сечения равен полу-
сумме этих величин.
Пример. Скв. 70 Левкинской площади. Требуется определить средний
диаметр и объем ствола скважины в интервале 3325—3395 м, представ-
ленном каверной, имеющей поперечное сечение в виде овала (рис. 13,г'
а = 295 мм; 6 = 335 мм; / = 70 м.
V = 0,785 фк / = 6,3 м3.
ср
27
Объем ствола скважины в интервале 3325—3395 м, подсчитанный по
данным кавернометрии, равен 5,25 м3.
4. Для случаев, когда размер ствола равен или меньше диа-
метра долота, величина среднего диаметра ствола принимается
равной диаметру долота.
Оценка проходимости колонн обсадных труб по стволу
скважины1 [7]
В процессе бурения происходит естественное искривление
скважин, что затрудняет крепление ствола колоннами обсад-
ных труб. До настоящего времени влияние искривления сква-
жины на проходимость обсадных колонн количественно не оце-
нивалось. В данном разделе приведены результаты исследова-
ний, выполненных во ВНИИКРнефти, по определению необхо-
димых соотношений между диаметрами обсадных колонн и сква-
жины в зависимости от кривизны ствола в интервале крепления.
В процессе спуска обсадных труб в скважину наблюдается
активное взаимодействие колонны труб со стенками скважины и
заполняющей ее жидкостью. Взаимодействие это носит сложный
характер и проявляется в виде сопротивления, которое оказы-
вает скважина спуску колонны труб. Определению сил сопро-
тивления и нагрузок, действующих на колонну, посвящены ра-
боты М. М. Александрова, А. И. Булатова, Ю. А. Воропаева,
П. А. Вислобицкого, Г. П. Доманова, М. Л. Кисельмана, Ю. А.
Песляка, В. Ф. Троицкого и ряда других исследователей. В
работах М. М. Александрова [1] отмечено, что сила сопротивле-
ния спуску колонны и труб, замеренная в скважине, отражает
влияние многочисленных физических и геометрических факторов,
т. е. является величиной статистического характера, но анализ
совокупного влияния этих факторов позволяет вполне опреде-
ленно проследить зависимость силы сопротивления скважины от
величины суммарной силы, прижимающей колонну труб к ее
стенкам. Это дает основание рассматривать силу сопротивления,
оказываемого скважиной, как произведение прижимающей силы
на коэффициент сопротивления:
F — f Р,
где Р—сила прижатия колонны труб к стенкам скважины; f —
коэффициент сопротивления.
Поскольку в реальных условиях сила прижатия является
результирующей нескольких сил, то предыдущее выражение
может быть записано в виде
F = / (Л + ^ + Рз) + , (II.1)
где Pi, Р2, Р3 — прижимающие силы, обусловленные силой тя-
жести, упругостью обсадных труб и перепадом давления в систе-
'Напнсано Л. Б. Измайловым и Р. Н. Марченко.
28
ме скважина — пласт; FM—силы, обусловленные местными со-
противлениями ствола скважины.
Граничными для выражения (П1) являются условия, при
которых спускаемая в скважину колонна труб остановится под
влиянием сил сопротивления, не дойдя до намеченной глубины.
Если силу местных сопротивлений не учитывать, то граничное
условие примет вид
G = / (Л + Р2 + Р3),
где G — осевая составляющая силы тяжести колонны обсад-
ных труб. Отсюда видно, что недоход обсадных колонн
в процессе их спуска в скважину может быть обусловлен
суммарной величиной прижимающих сил и величиной ко-
эффициента сопротивления скважины. Замеры, выполненные
в скважинах fl], показывают, что величины коэффициента соп-
ротивления на различных площадях бурения и даже в скважи-
нах одной площади различны, но чаще всего их значения нахо-
дятся в пределах 0,2—0,3. Использовав данные о фактической
величине коэффициента сопротивления скважин и расчетных
величинах прижимающих сил, определим условия, при которых
возможна остановка обсадных колонн при их спуске в искрив-
ленный ствол скважины.
Ось пробуренной скважины всегда представляет собой про-
странственную кривую. Обсадная колонна в такой скважине
находится под воздействием силы тяжести и изгибающих сил.
Сила тяжести колонны обсадных труб может рассматриваться
как результирующая двух сил: осевой составляющей G, которая
является активной движущей силой при спуске обсад-
ной колонны, и нормальной составляющей Plt которая
обеспечивает прижатие колонны к стенкам скважины.
Обе эти силы зависят от веса единицы длины колонны обсадных
труб с учетом плотности заполняющей скважину жидкости и от
угла наклона ствола скважины:
G = 9,8 q I cos а ; (II .2)
PL = 9,8ql sin а , (П.З)
где q — вес единицы длины обсадной колонны в жидкости; I —
длина колонны обсадных труб; а — средний угол наклона ство-
ла скважины на участке I.
На рис. 14 представлен график, позволяющий определять в
стволе искривленной скважины прижимающие силы Р1( обуслов-
ленные силой тяжести.
Из выражений (П.2) и (П.З) видно, что пределом величи-
ны прижимающей силы Pi может быть значение, равное весу
обсадной колонны в жидкости Gmar. Следовательно, при коэф-
фициенте сопротивления скважины, равном 0,3, предельно
возможная величина сопротивления, оказываемого скважиной
спуску колонны труб за счет силы Plt не превышает значения,
равного 0,3 Стах- Таким образом, сила Pi без участия других
сил может стать причиной остановки обсадных колонн при их
спуске в скважину, имеющую большое искривление.
При спуске колонны труб в скважину в местах ее изгиба
возникают силы прижатия Р2, обусловленные упругостью труб.
Колонна труб изгибается только на криволинейных участках
ствола скважины, т. е. в местах изменения его азимута и угла
наклона. Показателем этих изменений может служить величи-
на интенсивности пространственного искривления ствола сква-
Рис. 14. График для определения
прижимающих сил Р\, обусловленных
силой тяжести, в стволе искривленной
скважины
Рис. 15. Схема расположения об-
садной колонны в стволе искривлен-
ной скважины
жпны. Для определения интенсивности пространственного ис-
кривления Г. Вудсом и А. Дубинским предложена расчетная
формула.
Величину сил прижатия Р2 можно выразить зависимостью
Р2 = ULL1 , (II.4)
где EJ — жесткость обсадной колонны; — длина половины по-
луволны изгиба труб; у — стрела прогиба колонны на длине
Стрела прогиба колонны труб может быть выражена через
показатель интенсивности пространственного искривления,
30
имеющий размерность — градус на 10 м. При Z=Zi= 10 м и /=1°
отклонение ствола скважины (в м) от оси будет
л 2-10
2 =------- .
360
В общем случае
л2-10 / •
2 = ------ ---- I
360 10
или
2 = 0,01745//. (II.5)
При отсутствии зазоров между трубами и стенкой скважины
или при цементировании труб z=y.
В случае, когда D>d (рис. 15), величины у и z будут свя-
заны зависимостью
у = г— (О — d), (П.6)
где D, d — диаметры скважины и трубы соответственно.
Подставив значение z, получим
у~ 0,01745// — (£> — d) . (П-7)
В итоге из выражений (II.4) и (II.7) имеем зависимость ве-
личины прижимающей силы Р2 от жесткости труб обсадной ко-
лонны, величины зазоров и интенсивности пространственного ис-
кривления ствола скважины:
р2 = [0,01745// —(О — б/)]. (П.8)
Z3
Примеры номограмм для определения прижимающих сил Р2,
обусловленных упругостью обсадных труб, показаны на рис. 16.
Рис. 16. Номограммы для определения прижимающих сил, обусловленных
упругостью обсадных труб:
а, б, в — соответственно для обсадных труб диаметром 219, 273, 324 мм;
Л 2. 3, 4, 5, 6 — соответственно при значениях интенсивности искривления ствола сква-
жины 0,5; 1,0; 1,5; 2,0; 2,5 и 3,0 на 10 м
Определим совместное влияние величин прижимающих сил
Pi и Р2 на проходимость обсадных колонн в искривленном ство-
ле скважины. Из условия остановки обсадной колонны при ее
спуске в скважину от сил, обусловленных кривизной ствола,
имеем
с = / (л + р2).
31
Отсюда с учетом выражений (II.2), (П.З), (II.8)
(D — d) = 3,26 (sina —+ 0,01745/!. (II.9)
На рис. 17 представлены графики зависимости (II.10) обыч-
но встречающихся соотношений диаметров труб и долот и раз-
личных интенсивностей искривления ствола скважины. При по-
строении было принято: / = 0,3. Возможное влияние уступов в
стволе не учитывалось.
Применяемые при бурении скважин комбинации диаметров
долот и обсадных труб полностью обеспечивают проходимость
обсадных колонн в ствол скважины, имеющей интенсивность
пространственного искривления до Г на 10 м. При большей
величине интенсивности искривления необходим проверочный
расчет с учетом относительного отклонения ствола от вертика-
ли в интервале крепления. Представленный на рис. 17 график
позволяет выполнить такие расчеты экспресс-методом. Напри-
Рис. 17. Графики проходимости обсадных колонн при их спуске в скважину
с различными параметрами искривления:
Номер кривой на рисунке 12 3 4
sin о ............... 0.05 0,1 0,2 0,4
22
мер, успешный спуск обсадной колонны диаметром 377 мм в
ствол диаметром 445 мм возможен, если средняя интенсивность
искривления на участке крепления будет не более 1,5° на 10 м,
а относительное отклонение ствола при этом будет менее 0,2.
Исходя из этих условий, необходимо определить допустимость
крепления рассматриваемой скважины или предусмотреть ее
расширение.
В приведенных выше расчетах учитывалась средняя величи-
на интенсивности пространственного искривления скважины па
участке крепления. Однако использовать для расчетов среднюю
величину искривления можно только в случае, если местное со-
противление отдельных сильно изогнутых участков ствола не
способно остановить обсадную колонну при ее спуске в скважи-
ну. Проверим такую возможность.
Проходимость колонн обсадных труб в сильно изогнутом
участке ствола скважины обеспечивается при условии, если
FM<Q<QKP, где Q — величина разгрузки обсадной колонны;
QKp—критическая сила первого порядка; FM—местное сопро-
тивление сильно изогнутого участка ствола скважины.
Продольный изгиб первого порядка колонны труб, по А. Лу-
бянскому, происходит тогда, когда расстояние от нейтрального
сечения до башмака колонны составляет 1,94 безразмерной еди-
ницы. Длина безразмерной единицы веса (в м) определяется
выражением
I _ ю-2 I /НИ
Lq ~ \/ ig-2 q ’
Граничными являются условия = QKp или Pif^-Qnr,.
Так как QkP ~ Q /кР> то Р%~ q •
Однако
Р2= [0,01745/ i — (£> —d)],
следовательно,
q l' ЗЕ J
—[0,01745// (D — d)]. (II.10)
/ z'
Отсюда после преобразования получим выражение интен-
сивности пространственного искривления скважины /тах, при
которой обсадная колонна остановится в сильно изогнутом
участке ствола:
ma't 0,0524 Е 7/ ’ 0,01745 /’
где /кр—критическая длина обсадных труб первого порядка:
При f=0,3 с помощью формулы (II.11) были вычислены зна-
чения imax для различных условий. Результаты расчетов, приве-
денные в табл. 1, показывают, что при спуске даже очень жест-
2 Зак. 255
33
кой 426-мм обсадной колонны в ствол диаметром 490 мм ее оста-
новка за счет сил местного сопротивления сильно изогнутого уча-
стка возможна только в случае, если imax будет равна или больше
7,6°—на 10 м. При уменьшении диаметра обсадной колонны и
при увеличении диаметра ствола скважины значения !тах возра-
стают. Очевидно, что значения imax, вычисленные по формуле
(Н.П), очень велики и при обычно применяемых способах бу-
рения, даже в особо неблагоприятных условиях, практически
недосягаемы. Это подтверждается данными табл. 2, в которой
показаны фактические максимальные и средние по интервалам
крепления значения интенсивности пространственного искрив-
ления трех глубоких скважин, пробуренных на различных мес-
торождениях. Из табл. 2 видно, что средние значения величи-
ны i не превышают 0,5°, а максимальные — 3° на 10 м. Вели-
чины интенсивности искривления скважины такого порядка ха-
рактерны для большинства пробуренных скважин. Таким об-
разом, местное сопротивление сильно изогнутого участка ствола
скважины не может стать причиной остановки обсадных колонн,
поэтому выражение (11.10), учитывающее среднюю интенсив-
ность интервала крепления, можно использовать для расчетов
проходимости обсадных колонн по стволу искривленной сква-
жины.
Таблица 1
Интенсивность пространственного искривления ствола скважины
Диаметр об- садной колон- ны, мм Диаметр доло-| та, мм 'max’ т[,адус на 10 м Диаметр об- садной колон- ны, мм Диаметр доло- та, мм 'max' ,радус на 10 м
426 490 7,6 245 269 14,8
540 7,9 295 149
590 8,2 320 15,0
640 8,5 219 243 17,0
377 445 8,9 269 17,1
490 9.15 295 .17,2
5.40 590 9,45 9,75 194 314 243 19,8 20„0
351 394 9,7 269 20.2
445 9,95 178 214 22,2
490 10,2 243 22,4
324 370 10,5 269 23,1
394 10,6 168 .214 24Д
445 10,9 243 24,4
490 11,2. 269 24,6
299 346 .1,1,95 140 161 33,8
370 12.05 190 34,0
394 445 12,2 1.2,5 214 34,2
127 140 35,6
273 295 13,0 145 35,65
320 13,2 ,161 35,7
346 13,3 190 35,8
304 13,6
34
Таблица 2
Фактические интенсивности пространственного искривления скважин по
интервалам крепления
Номер сква- Район Интервал крепления, м Диаметр об- садной ко- лонны, мм i, градус на 10 м
средняя максималь- ная
Ж ИНЫ
з Север- Краснодар- 0—31 10 32,4 0,25 1,19
ская ский край 3110-4305 246 0,48 1,84
4306—52.22 194 0,30 1,39
5222—5380 140 0,22 0,37
0—15380 — 0,31 1,84
30 Левкин- То же 0—557 426 0,08 0,33
ская 557—2752 299 0,27 2,75
2752—4004 219 0,1(8 0,74
4004—4544 140 0.30 0,61
0—4544 — 0,23 2,75
81 Эльдаро- ЧИАССР 0—11542 324 0,14 0.5
ВО 1542—3343 273 0,3.7 1,61
3343—4209 219 0,34 0,75
0—4209 — 0,28 1,61
Определим среднюю величину интенсивности пространст-
венного искривления скважины в интервале крепления, кото-
рая является предельной для обсадных колонн различных диа-
метров. Для этого преобразуем выражение (II.9) и получим
______ q /3 cos а
‘пред— 0 J_,524 £ J /
q 1'Л sin а , D — d
О, 05.24 £ J 0,01745 /'
(H.12)
Для участка ствола скважины длиной 10 м при f=0,3 и цент-
рированной обсадной колонны выражение (11.12) в системе
примет вид
1пред = 1,87- 10s —— (3,33 cos а—-sin а). (11.13)
Е J
На рис. 18 показаны значения 1Пред, вычисленные по формуле
(11.13) для вертикального (sina = 0) и наклонного (sina = 0,4)
участков ствола скважины. Из приведенных данных следует,
что средние значения интенсивности пространственного искрив-
ления ствола скважины на участке крепления оказывают на
проходимость обсадных колонн значительно большее влияние,
чем относительное отклонение ствола от вертикали.
Оценим влияние силы Р3, обусловленной перепадом давления
в системе скважина—пласт, на работы по креплению скважин.
Прижимающая сила Р3 зависит от величины перепада дав-
ления и площади контакта между колонной обсадных труб и
стенкой скважины на участке проницаемого пласта. Допустимая
Зак. 255
35
величина перепада давления, регламентируемая Едиными тех-
ническими правилами ведения работ при бурении скважин, как
видно из табл. 3, может достигать значений 10 МПа и более.
Таблица 3
Допустимые перепады давления в системе скважины — пласт
Глубина скважины, м Перепад давления (в МПа) при величине эквивалента градиента пластового давления
1.0 1.2 1.3 1,5 1,8 2,0 2,3
1200 1,2—2,4 1,4—2,9 1,6—3,1
2000 1,0—2,0 1,2-2,4 1,3—2,6 1,5—3,0 1,8-3,6 2,0—4,0 —
3000 1,5—3,0 1,8—3,6 2,0—4,0 2,3—4,6 2,7—5,4 3,0—6,0 3,5—6,9
4000 2,0—4,0 2,4—4,8 2,6—5,2 3,0—6,0 3,6—7,2 4,0—7,0 4,6—9,2
5000 2,5—5,0 3,0—6,0 3,2—6,4 3,8—7,6 4,5— 9,0 5,0—10,0 5,8—11,5
В связи с отсутствием точных данных о величине пластового
давления перепад в процессе бурения нередко достигает вели-
чин, в 2 раза и более превышающих допустимые, а при бурении
Рис. 18. Предельные значения интен-
сивности пространственного искрив-
ления ствола для обсадных колонн
различного диаметра:
1 — sin а = 0; 2 — sin а = 0,4
проницаемых пластов ограни-
чивается практически только
прочностью пород на гидрораз-
рыв.
При соприкосновении труб
со стенками скважины в иде-
альном случае возникает ли-
ния контакта. >В реальных ус-
ловиях, когда форма попереч-
ного сечения ствола скважины
отличается от круга, а стенки
скважины покрыты глинистой
коркой, возникает площадь
контакта. Для оценки величи-
ны силы прижатия Р3 была
рассчитана площадь контакта
обсадных труб со стенками
скважины при различных тол-
щинах глинистой корки и при
форме ствола, близкой к ци-
линдрической. Результаты рас-
чета сил Р3 для различных ус-
ловий приведены в табл. 4.
Из приведенных данных видно, что прижимающие силы, воз-
никающие за счет перепада давления в системе скважина —
пласт, в определенных условиях могут достигать очень большой
величины и способствовать прихвату обсадных колонн при их
спуске в скважину.
Для успешного спуска обсадных колонн ствол скважины в ин-
тервале крепления должен иметь среднюю интенсивность прост-
Таблица 4
Предельные величины прижимающих сил Р3, обусловленных перепадом
давления в системе скважина — пласт
Диаметр, мм Величина силы Р3 (в МН/м) при различных перепадах давления, МПа
3,5 10,0
обсадной долота и толщине глинистой корки, мм
трубы 2 5 10 2 5 10
426 640 0,40 0,57 0,77 1,14 1,64 2,20
590 0,44 0,58 0,81 1,26 1,68 2,32
540 0,53 0,74 0,96 1,52 2,12 2,76
490 0,56 0,82 1,09 1,60 2,36 3,12
377 590 0,42 0,56 0,74 1,20 1,60 2,12
540 0,42 0,59 0,80 1,22 1,70 2,28
490 0,44 0,61 0,83 1,26 1,76 2,40
445 0,67 0,87 1,06 1,92 2,48 3,04
351 540 0,37 0,53 0,71 1,08 1,52 2,04
490 0,39 0,58 0,75 1,12 1,68 2,16
445 0,45 0,64 0,87 1,30 1,84 2,48
394 0,89 0,90 1,12 1,76 2,56 3,18
324 490 0,42 0,54 0,68 1,20 1,56 1,96
445 0,43 0,59 0,77 1,24 1,68 2,20
394 0,54 0,73 0,91 1,56 2,08 2,60
370 0,56 0,77 0,98 1,60 2,20 2,80
299 394 0,46 0,59 0,75 1,32 1,70 2,16
370 0,49 0,65 0,82 1,40 1,88 2,36
346 0,52 0,73 0,90 1,48 2,08 2,56
320 0,73 0,91 1,04 2,08 2,60 2,96
273 394 0,37 0,50 0,64 1,08 1,44 1,84
346 0,49 0,61 0,77 1,40 1,76 2,20
320 0,52 0,70 0,85 1,48 2,00 2,44
295 0,63 0,80 0,96 1,80 2,30 2,74
245 295 0,46 0,59 0,74 1,32 1,70 2,12
269 0,57 0,71 0,85 1,64 2,02 2,44
219 295 0,32 0,48 0,59 0,94 1,38 1,68
269 0,37 0,52 0,66 1,08 1,50 1,88
243 0,49 0,62 0,76 1,42 1,78 2,18
243 0,35 0,47 0,59 1,00 1,34 1,68
194 214 0,45 0,58 0,69 1,28 1,66 1,98
243 2,66 3,72 0,47 0,76 1,06 1,36
168 214 0,28 0,42 0,52 0,80 1,20 1,50
190 0,40 0,52 0,59 1,14 1,48 1,68
140 214 2,18 0,30 0,39 0,62 0,88 1,12
190 2,87 0,37 0,44 0,82 1,06 1,28
161 3,35 0,49 0,49 0,96 1,20 1,40
37
ранственного искривления, не больше определенной по формулам
(11.12) и (11.13). Плотность промывочной жидкости перед спус-
ком обсадной колонны должна иметь минимальные допустимые
значения.
Жесткость бурильных и обсадных труб1 [7]
Понятие жесткости бурильных и обсадных труб используют в
терминологии и расчетах авторы многих работ. В большинстве
случаев этот термин применяют в соответствии с тем смыслом,
который заложен в это понятие наукой о сопротивлении материа-
лов. Вместе с тем некоторые авторы работ стали применять ис-
каженное понятие жесткости бурильного инструмента, подразу-
мевая под этим не столько жесткость используемых бурильных
труб, сколько наличие в инструменте стабилизирующих его эле-
ментов— центраторов, калибраторов, расширителей. Такое воль-
ное толкование жесткости инструмента может привести к непра-
вильным выводам. При подготовке скважины к спуску обсадных
колонн обычно прорабатывают ствол жесткими компоновками
бурильного инструмента с установкой двух или трех центраторов
на определенных расстояниях от долота. По мнению авторов,
такой подход к выбору бурильного инструмента недостаточен.
Если в рассмотренном случае в компоновке бурильного инст-
румента были применены УБТ диаметром 203 мм, а скважина го-
товилась под маложесткую 219-мм обсадную колонну, то понятие
«жесткая компоновка» будет правильным. Но если скважина го-
товилась под 426-мм обсадную колонну, жесткость которой поч-
ти в 4 раза выше, чем у 203-мм УБТ, то назвав эту же компонов-
ку жесткой, можно ввести читателя в заблуждение. Наличие ста-
билизирующих элементов хотя и изменяет условия работы бу-
рильного инструмента, но не увеличивает его жесткости. По-ви-
димому, в рассматриваемом случае было бы правильнее охарак-
теризовать бурильный инструмент его относительной жест-
костью, наличием стабилизирующих элементов и порядком их
расстановки.
Рассмотрим жесткость бурильных и обсадных труб, исполь-
зуемых при строительстве скважин. Под жесткостью колонны
труб подразумевают способность системы оказывать сопротивле-
ние упругим деформациям при спуске ее в скважину с различной
пространственной конфигурацией ствола. Жесткость трубы опре-
деляют как произведение модуля упругости, материала, из кото-
рого выполнена труба, и экваториального момента инерции ее
сечения. Для стальных бурильных и обсадных труб выражение
жесткости будет иметь следующий вид:
EJ = 2,1 • 10е 0,049 (У4 р — > (П.Н)
1 Написано Р. Н. Марченко.
38
где Е—модуль упругости материала труб; J — экваториальный
момент инерции сечения трубы, d и d0— наружный и внутрен-
ний диаметры трубы.
Из выражения (11.14) следует, что жесткость труб опреде-
ляется в основном их диаметром и зависит от толщины стенок.
Результаты расчета минимальной, максимальной и средней жест-
костей утяжеленных бурильных и наиболее часто употребляемых
обсадных труб приведены в табл. 5 и 6. На рис. 19 представлена
зависимость жесткости труб от их диаметра.
Таблица 5
Жесткость обсадных труб
Диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Жесткость трубы-10а, Н-м2
наружный внутренний расчетная средняя
114 1012 6 626 750
96 9 867
127 115 6 888 1 060
109 9 1 230
140 128 6 1 >190 1 615
116 12 2 100
146 13|4 6 1 360 1 900
1.22 12 2 415
1,68 154 7 2 440 3 300
142 113 4 020.
194 178 8 4 260 5 600
166 14 6 780
219 205 7 5 580 7 820
191 14 10050
245 231- 7- 7 800 10 6010
217 14 13 400
273 255 9 13 450 15 300
249 12 17 150
299 281 9 18 1.00 20 800
275 12 23 4.50
324 306 9 23 400 27 500
300 12 30 650
351 331 >1Ц 33 400 35 400
2р7 12 39 06.0
377 357 10 41 600 44 800
353 12 48 000
426 406 101 60 700 66 000
402 12 72 700
529 509 >10 117 000 126 000
505 12 135 000.
Средняя величина жесткости обсадных труб хорошо согла-
суется с математической зависимостью
Е/ср = 242 d3'2,
39
Таблица 6
Жесткость утяжеленных бурильных труб
Диаметр трубы, мм Жесткость трубы-102, Н-м2
наружный внутренний расчетная средняя
133 64 3 040 3 040
68 4 450
146 72 4 400 4 425
72 10 000
178 80 9 920 9 820
90 9 640
203 80 17 000 16 850
90 16 700
2Й9 90 27 600 27 450
ТОО 2(7 300
254 400 41 800 41 000
127 40 200
273 11(00 56 100 65 150
127 54 200
299 11Ю0 83 000 81 350
127 83 100
а утяжеленных бурильных труб — с зависимостью
Рис. 19. Зависимость жесткости
обсадных и утяжеленных буриль-
ных труб от их диаметра:
1—жесткость УБТ; 2, 3, 4 — жесткость
обсадных труб, соответственно минималь-
ная, максимальная и средняя
£Jcp =- 770 d4'05,
где £JCp — средняя величина
жесткости обсадных и утя-
желенных бурильных труб,
102 Н-м2; d — наружный диа-
метр обсадных и утяжеленных
бурильных труб, м.
Инженерные расчеты, свя-
занные с бурением и креп-
лением скважин, целесооб-
разно производить по сред-
ним значениям жесткости
применяемых бурильных и об-
садных труб, использование
которых об еспечивает дос-
таточную точность. В особых,
наиболее сложных случаях
следует делать проверочные
расчеты, используя для этого
данные о фактической жест-
кости применяемых труб.
40
Расчет компоновок низа бурильного инструмента для
подготовки скважин к спуску обсадных колонн1 [7]
Подготовка ствола скважины — один из важнейших процес-
сов, определяющих надежность и качество крепления. Не су-
ществует единого подхода к выбору техники и технологии подго-
товки скважин к креплению. В связи с этим в нефтяных районах
со сходными геологическими условиями применяют неоправдан-
но большое число различных компоновок низа бурильного инст-
румента. Так, в объединении Грознефть при подготовке ствола
используют последовательно пять компоновок, на что требуется
до трех недель времени. В Краснодарнефтегазе применяют до
четырех компоновок, и затраты времени на подготовку ствола
составляют 6 сут.
Две-три компоновки используют при подготовке скважин к
спуску обсадных колонн в Ставропольском крае.
Однако, несмотря на длительность проработок и сложность
применяемых компоновок, аварии и случаи ликвидации скважин,
связанные с недосиуском обсадных колонн, еще имеются.
Сравнительно низкая эффективность подготовки скважины к
спуску обсадных колонн объясняется отсутствием требований к
стволу, а также к технике и технологии подготовительных работ
в процессе его бурения.
Во ВНИИКРнефти Р. Н. Марченко и Л. Б. Измайловым были
разработаны требования к компоновкам низа бурильного инст-
румента и составлена методика подготовки стволов скважин к
спуску обсадных колонн (в том числе и в наклонные скважины).
Использование этой методики позволит совместить процесс под-
готовки ствола скважины к спуску обсадной колонны с процес-
сом его бурения.
На проходимость обсадных колонн по стволу скважины на-
ряду с другими факторами большое влияние оказывают уступы
в стволе и интенсивность пространственного искривления сква-
жины. В соответствии с данными работ А. Дубинского уступы
или резкие перегибы ствола на относительно коротком его уча-
стке возникают в результате изменения свойств пород или при
изменении нагрузок на долото во время бурения. При образова-
нии уступа изменяется направление скважины, но сохранению
нового направления мешает соприкосновение УБТ со стенкой
скважины вблизи долота. После образования уступа дальнейшее
углубление скважины происходит ио прямой, параллельной пер-
воначальному направлению, до тех пор, пока УБТ не потеряет
опору на стенке скважины, что создаст условия для образования
нового уступа, затем следующего и т. д.
Таким образом, можно предположить, что ствол реальной
скважины состоит как бы из ряда ступенек-уступов, а траектория
* При написании использован материал Р. Н. Марченко.
4f
его осевой линии имеет плавный изгиб с определенной интенсив-
ностью искривления.
Установить места образования уступов, а тем более охаракте-
ризовать их размеры существующими методами замера кривиз-
ны скважин невозможно. Невозможно также выявить уступы в
стволе при спуске или подъеме инструмента с той компоновкой,
которой пробурена скважина. При этом может создаваться пред-
ставление о соответствии конфигурации ствола требованиям
спуска колонны. Однако уступы в скважине, как правило, имеют-
ся. Это подтверждают посадки и заклинивания инструмента в
скважине при его спуске с измененной компоновкой низа, а также
недоспуски обсадных колонн в ряде скважин (табл. 7), номиналь-
ный диаметр которых и другие условия были достаточны для
проведения успешной операции.
Таблица 7
Случаи недоспуска обсадных колонн до заданных глубин
Номер скважины Диаметр обсадной колонны, мм Глубина спуска, м Недоспуск колонны до забоя, м
предыду- щей спускаемой расчетная фактичес- кая
Ч е ч е н о-И нгушсиа я АССР
324 Старогрозненская 324 273 3340 2238 1102
18Й Западный Гудермес 351 273 3994 2430 1564
122 Западный Гудермес 530 351 2485 1451 1034
48 Хаян-Корт 426 324 1800 1050 750
62 Хаян-Корт 324 219 2600 2265 335
140 Алиюрт 720 324 2536 2145 385
126 Правобережная 720 426 740 296 444
44 Брагуны 351 299 3524 2962 562
66 Эльдарово 351 299 3107 2299 808
Ставропольский край
25 Журавская 1 324 I 1001 I 700 I 301
60 Журавская 1 324 1 1296 | 703 | 593
Краснодарский край
15 Ладожская 299 245 4682 3993 689
1 Восточно-Кубанская 273 219 3400 3262 138
540 Ново-Дмитриевская 324 273 3849 2942 907
595 Ново-Дмитриевская 324 273 3796 2883 913
45 Левкинская, 245 194 4300 4115 185
1 Западно-Афипская 299 245 4533 3663 870
В местах образования уступов реальный диаметр ствола сква-
жины уменьшается до некоторого эффективного диаметра, опре-
деляемого выражением
£)эф = 0,5 (Одол + 6!убт) , (11.15)
где Ддол — диаметр долота; dy6T — наружный диаметр УБТ.
42
На рис. 20 показан график для определения эффективного
диаметра ствола скважины в соответствии с выражением (11.15)
для различных возможных условий. Например, совместное при-
менение долота диаметром 394 мм и 178-мм УБТ (показано пун-
ктиром) обеспечивает эффективный диаметр ствола скважины
не более 286 мм. Для успешного спуска в скважину колонны
обсадных труб в зависимости от ее диаметра, конструкции сое-
динений и элементов технологической оснастки эффективный
диаметр ствола должен от-
вечать следующим услови-
ям:
а) для безмуфтовых об-
садных колонн
(11.16)
б) для .муфтовых обсадных
колонн
Вэф > 0,5 (d 4- d„) ; (11.17)
в) для обсадных колонн,
оборудованных элементами
технологической оснастки
Рис. 20. График для определения
эффективного диаметра ствола скважин
Б^эф
max >
(11.18)
где d, du — соответственно наружные диаметры обсадных труб и
муфт; dmax— максимальный наружный диаметр элементов тех-
нологической оснастки.
Следует отметить, что при длине элементов технологической
оснастки меньше высоты калибрующей части долота необходи-
мый эффективный диаметр скважины должен определяться по
формуле (11.17). ।
Сопоставив выражение (11.15) последовательно с выраже-
ниями (11.16) — (11.18), получим для каждого случая мини-
мальные необходимые диаметры УБТ, обеспечивающие успеш-
ность операции:
а) для безмуфтовых обсадных колонн
dyBT>2d —О; (11.19)
б) для муфтовых обсадных колонн
^убт d du — D ; (11.20)
в) для элементов технологической оснастки
<7УВТ •> 2 dmax----D .
(П.21)
Рекомендуемые диаметры утяжеленных бурильных труб,
устанавливаемых над долотом при бурении или подготовке сква-
жин к спуску обсадных труб, приведены в табл. 8. Под обсадные
колонны диаметром 351, 377 и 426 мм в ряде случаев оказывает-
43
Таблица 8
Минимальные диаметры УБТ, обеспечивающие успешный спуск обсадных колонн в скважину
Диаметр об- садной колон- ны, мм Необходи- мый эффектив- ный диаметр скважины, мм Минимальный необходимый диаметр УБТ наддолотного комплекта (в мм) в скважинах различных диаметров, мм
640 590 540 490 455 394 370 346 320 295 269 243 214 190 161
обсадные | трубы 1 муфты
426 451 439 299 299 340** 407**
377 402 390 273 273 299 340**
351 376 364 254 254 299 340**
324 351 338 229 229 299
299 324 312 229 229 254 299
273 299 286 203 203 299 254 254*
245 270 258 203 203 229 229*
219 245 232 178 178 203 203*
194 216 205 178 178 178*
178 198 188 146 146 178
168 188 178 146 146 146*
140 159 150 133 133 133*
* Случаи применения безмуфтовых соединений.
* Диаметры нестандартных составных УБТ.
ся необходимым применять УБТ, имеющие наружный диаметр
больше максимального, выпускаемого промышленностью. Отсут-
ствие УБТ диаметром больше 299 мм, а также ограниченное в
практике бурения применение УБТ диаметром 229—299 мм яв-
ляются одними из причин недоспуска промежуточных обсадных
колонн при их спуске в скважину. В определенных условиях при-
чиной недоспуска обсадных колонн может стать и чрезмерная
интенсивность пространственного искривления скважины. В ин-
тервалах ствола, характеризующихся большой интенсивностью
искривления, как указывалось ранее, могут возникать прижимаю-
щие силы и силы сопротивления, способные остановить движение
обсадной колонны вниз. Значения интенсивности пространствен-
ного искривления скважин, вычисленные для наиболее сложных
условий крепления (D—d = 0, sin а=0,4) и принятые в дальней-
шем для расчета компоновок низа бурильного инструмента, по-
казаны ниже.
Диаметры обсадных колонн, мм . . . 426 377
Допустимая интенсивность искривления,
градус на 10 м...................: 0,8 1,0
Диаметры обсадных колонн, мм . . . 245 219
Допустимая интенсивность искривле-
ния, градус на 10 м....................2,3 2,8
351 324 299 273
1,2 1,3 1,6 2,0
194 168 140
3,5 5,0 7,5
Максимальная интенсивность искривления скважины, кото-
рая может быть во время бурения, при прочих равных условиях
определяется длиной УБТ, установленных над долотом. Зависи-
мость между длиной используемых УБТ и возможной максималь-
ной интенсивностью искривления скважины определена следую-
щим образом.
Максимальное поперечное смещение ствола при образовании
уступа на участке, равном длине УБТ, установленных над доло-
том:
А = 0,5 (D — £/уьт)
Наряду с этим смещение ствола на той же длине при плавном
искривлении скважины А=0,01745 Zri.
Отсюда 0,01745 lit = 0,5 (D—</Убт) или
h = (D — rfyBT)/0,0349 i, (11.22)
где А — поперечное смещение ствола скважины относительно его
оси; h — длина УБТ, установленных над долотом.
Зависимости (11.15) — (11.22) были использованы для расче-
та необходимых диаметров и длин УБТ, устанавливаемых над до-
лотом. При расчете компоновок низа инструмента, предназначен-
ных для проработки и шаблонирования уже пробуренного ствола,
значения допустимой интенсивности искривления скважины при-
нимались в соответствии с приведенными выше данными. Необ-
ходимо также, чтобы жесткость применяемых УБТ была равна
или несколько превышала жесткость труб обсадной колонны,
45
под которую готовится ствол скважины. Результаты расчетов
представлены в виде графиков (рис. 21). Графики позволяют
выбирать необходимые компоновки для подготовки скважины к
спуску обсадных колонн экспрессным методом.
В ряде случаев для обеспечения проходимости обсадной ко-
лонны в компоновках бурильного инструмента требуется приме-
нять УБТ большого диаметра и нестандартные УБТ. При отсут-
ствии УБТ требуемых диаметров следует: применять центраторы
и расширители заданных диаметров, устанавливая их над доло-
том последовательно на расстоянии друг от друга, определяемом
расчетом; использовать составные наддолотные маховики, изго-
Рис. 21. Графики для определения размеров УБТ, устанавливаемых над
долотом, при подготовке скважины к спуску обсадных колонн*.
диаметром 140 мм; б — под обсадную коонну диаметром
в — под обсадную коонну диаметром 324 мм
товляемые в мастерских бурового пред-
приятия из стандартных УБТ диаметром
203 или 178 мм и обсадных труб требуемого
диаметра и длины.
Общий вид наддолотного маховика по-
казан на рис. 22. Во ВНИИКРнефти А. А.
Абрамовым, А. И. Булатовым, Л. Б. Измай-
ловым и другими разработаны и испытаны
другие конструкции наддолотных махови-
ков-калибраторов, которые позволяют сов-
местить процесс подготовки стволов с буре-
нием скважины, что исключает необходи-
мость подготовки ствола жесткими компо-
новками перед спуском обсадных колонн.
При использовании этих маховиков необхо-
димо, чтобы жесткость корпуса применяе-
мых центраторов и суммарная жесткость
Рис. 22. Наддолотный маховик;
1 — УБТ диаметром 203 или 178 мм; 2 — проточка под
элеватор; 3 — штырь фиксатора; 4 — труба обсадная:
5 - межтрубная полость (заливается цементом); 6 —
резьба; 7 — проточка под ключ
46
УБТ и обсадной трубы составного маховика были не меньше
жесткости труб обсадной колонны, под которую готовят ствол
скважины.
Компоновки для подготовки скважин к спуску обсадных ко-
лонн подбирают в такой последовательности.
По графикам (см. рис. 21), или с помощью формул (11.15) —
(11.22) и табл. 8 определяют диаметр и длину УБТ, устанавли-
ваемых непосредственно над долотом на участке 1\ или диаметр
центраторов и порядок их расстановки. При необходимости рас-
считывают элементы составных наддолотных маховиков для даль-
нейшего их изготовления (см. рис.22).
Используя приведенные ниже массы УБТ, подбирают длину
остальных УБТ, исходя из имеющихся в наличии труб, с учетом
обеспечения общей массы компоновки 4—6 т.
Диаметр УБТ, мм . . . 133 146 178 263 229 254 273 229
Масса 1 м УБТ, кг/м . 84 1'60 155 2оЗ 269 336 358 450
Примеры расчета.
1. Обсадная колонна диаметром 140 мм. Ствол скважины диаметром
161 мм.
Решение получаем с помощью графика для выбора компоновок низа
инструмента при подготовке скважин к спуску обсадной колонны диамет-
ром 140 мм (см. рис. 21,а).
Здесь стволу скважины диаметром 161 мм соответствует только один
возможный диаметр УБТ, равный 133 мм, при минимальной ее длине на
участке /[ = 0,11 м. Остальная длина УБТ в компоновке, определяется с
помощью приведенных данных по массам УБТ в зависимости от их диа-
метра. Расчетная масса УБТ диаметром 133 мм равна 84 кг/м. Требуемая
масса 4 т обеспечивается при длине труб 48 м, а 6 т — при длине 71 м.
Таким образом, требуемая компоновка должна состоять из долота диа-
метром 161 мм и 133-мм УБТ длиной 50—75 м.
Аналогичный результат можно получить, определив минимальный
необходимый диаметр наддолотных УБТ по табл. 8 (dyBI=133 мм). Для
140-мм обсадной колонны допустимая интенсивность искривления скважи-
ны 1 = 7,5° на 10 м, длину участка I., определяем по формуле (11.22)
Z) ^уБТ
= 0,0346 / = 0’И м.
2. Обсадная колонна диаметром 219 м. Ствол скважины диаметром
269 мм.
По графику (рис. 21,6) определяем, что стволу скважины диаметром
269 мм соответствуют два возможных диаметра УБТ 203 и 229 мм при их
длине на участке I, соответственно 0,7 и 0,4 м. Остальная часть компоновки
может состоять из УБТ диаметром 133, 146, 178, 203 или 229 мм. Общая
длина компоновки в каждом возможном случае будет равна 48,48, 36, 24,24
м соответственно.
3. Обсадная колонна диаметром 324 мм. Ствол скважины диаметром
394 мм.
По графику (рис. 21,а) находим, что в стволе скважины диаметром
394 мм на участке Ц компоновки могут быть использованы стандартные
299-мм УБТ длиной 2,1 м, а также нестандартные составные УБТ диа-
метром 324 мм, длиной 1,6 м и диаметром 351 мм, длиной 0,95 м. Далее
возможно применять стандартные УБТ любого диаметра от 133 до 299 мм,
длиной, обеспечивающей общую массу компоновки от 4 до 6 т.
47
В рассматриваемых условиях взамен составных УБТ можно применять
спиральные центраторы, изготовленные из УБТ диаметром 229 мм и более.
Центраторы следует располагать над долотом последовательно на длине
/1. Расстояние определяется по графику (рис. 21,в). Для центраторов
диаметром 299 мм /j=2,l м, диаметром 346 мм /г=1 м. Можно применять
также центраторы, изношенные по диаметру, компенсируя износ увеличе-
нием расстояния
4. Обсадная колонна диаметром 324 мм снабжена пакером, размер ко-
торого в транспортном положении 365X1000 мм. Ствол скважины диамет-
ром 394 мм.
Определим эффективный диаметр ствола скважины, необходимый для
успешной проходимости обсадной колонны с пакером. Поскольку длина па-
кера больше высоты калибрующей части долота, в соответствии с формулой
(11.18) эффективный диаметр ствола скважины должен быть не менее мак-
симального внешнего диаметра пакера, т. е. 365 мм.
С помощью формулы (11.15) определим минимальный диаметр УБТ,
установленных над долотом и обеспечивающих эффективный диаметр ство-
ла скважины 365 мм:
£>эф = 0,5 (D dyBT);
dy БТ = 2 Оэф — D = 336 мм.
В рассматриваемом случае целесообразно применить наддолотный ма-
ховик (см. рис. 22) из обсадных труб диаметром 351 мм.
Определим необходимую длину маховика. Найдем допустимую величину
интенсивности пространственного искривления скважины при ее подготовке
под обсадную колонну диаметром 324 мм. Она равна 1,3° на 10 м.
По формуле (11.22) найдем длину маховика:
(£> —dyBT)/0,C349t = 0,97 м.
Таким образом, в рассматриваемых условиях компоновка низа инстру-
мента при калибровке ствола скважины должна состоять из 394-мм долота,
наддолотного маховика 351XI000 м и УБТ любого возможного диаметра,
обеспечивающих общую массу компоновки 4—6 т.
Можно также взамен маховика применять 229-мм УБТ, жесткость ко-
торых равна жесткости обсадной колонны, и центраторы диаметром 336 мм
и более. Место установки центраторов определяется по формуле (П.22) в
зависимости от их внешних диаметров. При диаметре 346 мм расстояние
центратора от долота должно быть не менее 1,1 м, при диаметре 370 мм —
0,55 м.
Наиболее рационально подготовлять ствол скважины к спус-
ку обсадной колонны в процессе ее бурения, совмещая эти опера-
ции. Чтобы выполнить это условие, необходимо в компоновке
низа бурильного инструмента над долотом устанавливать УБТ,
диаметр которых обеспечивает требуемый эффективный диаметр
ствола и жесткость, не меньшую жесткости обсадной колонны,
под которую бурится скважина. Длину наддолотного участка
УБТ следует определять при задаваемой максимальной интен-
сивности искривления скважины (=0,2° на 10 м.
Длину остальной части УБТ в компоновке низа бурильного инст-
румента выбирают исходя из технологических условий, т. е. обес-
печения заданной нагрузки на долото. Такое условие обеспечит
проходимость обсадной колонны по стволу скважины и значитель-
но ограничит возможность искривления скважины в процессе бу-
рения. Можно предполагать, что средние значения интенсивности
48
пространственного искривления скважин окажутся много меньше
задаваемых максимальных и удовлетворят существующие в на-
стоящее время требования к допустимому искривлению скважи-
ны. Но это предположение еще требует промысловой проверки и
соответствующей корректировки. Опыт применения указанной ме-
тодики даст возможность существенно уменьшить затраты на
подготовку ствола скважин.
Оборудование колонн элементами технологической
оснастки с учетом особенностей цементирования скважин
в случае наклонного ствола1
Нормальный спуск и цементирование обсадной колонны,
особенно в наклонные скважины, в значительной степени зависят
от конструкции применяемой технологической оснастки и правиль-
ной ее расстановки на обсадной колонне в зависимости от геоло-
го-технических условий бурения. Основными элементами техно-
логической оснастки являются колонные башмаки с бетонной
насадкой, дроссельные обратные клапаны, жесткие и пружинные
центраторы, турбулизаторы, скребки, разделительные пробки
различного назначения, устройства для спуска и цементирования
секций обсадных колонн, а также устройства для соединения и
герметизации обсадных колонн, спущенных секциями.
В отечественной практике серийно выпускается один тип каж-
дого вида оснастки, который применяется в любых геолого-тех-
нических условиях. Так, например, колонные башмаки с бетонной
насадкой выпускаются только типа БК, дроссельные обратные
клапаны типа ЦКОД, пружинные центраторы ЦЦ, турбулизато-
ры ЦТ, скребки СК и разделительные пробки ПП, а устройства
для спуска и цементирования обсадных колонн секциями вообще
серийно не выпускаются. Поэтому буровые предприятия вынуж-
дены изготовлять их в местных условиях. Такие устройства могут
полностью отвечать современным требованиям глубокого буре-
ния и не могут быть рекомендованы для применения в других
районах.
За последние годы во ВНИИКРнефти проведена работа в
направлении повышения качества серийно выпускаемой техноло-
гической оснастки с целью использования ее при спуске и цемен-
тировании обсадных колонн и в наклонно-направленные сква-
жины.
Колонные башмаки типа БК
Колонные башмаки типа БК с бетонными насадками изго-
товляют по ОСТ 39. 011—74. Каждое изделие состоит из стального
корпуса с неразъемной бетонной насадкой, которая формируется
1 Н-аписано совместно с С. Г. Вартанянцем.
49
из тампонажного портландцемента с наполнителями. Примене-
ние этих устройств при спуске обсадных колонн в наклонно-нап-
равленные скважины показало, что бетонная насадка при про-
хождении интервалов выбора кривизны и перегибов ствола под-
вергается дополнительным ударным нагрузкам, которые в от-
дельных случаях могут привести к разрушению насадки.
Установлено, что для повышения прочности бетонной насад-
ки в условиях ударного нагружения необходимо снижать хруп-
кость и повышать пластичность материалов насадки; снижать
концентрацию напряжений в местах резкого изменения сечения
бетонной насадки. Для решения этой задачи место сужения сече-
ния насадки со стороны нижнего торца выполняется в виде гал-
теля с плавно закругленными кромками. Такое исполнение обес-
печивает минимальное значение коэффициента местной концент-
рации напряжений, что особенно важно в тех случаях, когда наг-
ружаются изделия из хрупкого материала и когда действуют ди-
намические нагрузки.
Во всех случаях необходимо проводить мероприятия по
усилению контроля за соблюдением разработанной технологии
изготовления башмаков и действующих требований
ОСТ 39. 011—74.
Практика показала, что из-за недостаточной прочности бетон-
ных насадок они разрушаются при транспортировке и в процес-
се спуска обсадной колонны.
При спуске колонны в скважину на бетонную насадку дей-
ствуют динамические изгибающие нагрузки. Направляя колон-
ну по стволу, башмак от-
клоняет нижний конец
колонны от стенок сква-
жины на величину усту-
па в стенках /, преодоле-
вая при этом нормальную
составляющую веса ко-
лонны и поперечную же-
сткость труб.
Изогнутый участок
нижней части колонны
АВ, показанный схемати-
Рис. 23. Схема действия нагрузок на
башмак и нижнюю часть обсадной колонны
чески на рис. 23, можно
рассматривать как консоль, подвергнутую одновременному дей-
ствию сплошной нагрузки интенсивностью q и сосредоточенной
силы Р, приложенной к бетонной насадке.
Интенсивность сплошной нагрузки q определяется с учетом
архимедовой силы и угла наклона оси скважины к вертикали а
по формуле.
<7 = <7т (1--------—) sin а,
\ Рм /
(11.23)
50
где <?т — вес единицы длины труб колонны; рж, рм — плотность
соответственно жидкости, заполняющей скважину, и металла
колонны труб.
Статическая нагрузка на башмак Pq и длина изгибающегося
участка колонны I рассчитываются по формулам:
Рет = q //2
/ = -р/ , (11.24)
где Е — модуль упругости металла труб; f — поперечная де-
формация колонны; J—момент инерции труб.
J — d4),
64
где £>т, dj — соответственно наружный и внутренний диаметры
труб.
Динамическая нагрузка PQ на башмак колонны, спускаемой
в скважину со скоростью vT, определяется с учетом коэффи-
циента динамичности нагружения р по формуле
Pq — Рст И —
(11.25)
где q — ускорение свободного падения. Здесь принято, что
верхняя стенка уступа в скважине наклонена под углом 45° к
оси ствола скважины.
По условиям, обеспечивающим проходимость колонны по
стволу скважины, высота уступа в стенке скважины h должна
быть меньше полного зазора между муфтой колонны и стенка-
ми скважины, т. е. h<cDr—DM (Dc и DM — диаметры соответст-
венно скважины и муфты обсадной трубы).
Таблица 9
Изгибающие нагрузки на бетонные насадки колонных башмаков
Типораз- мер баш- маков Нагрузка, действую- щая в скважине, Н Нагрузка при испы- таниях [башмаков, Н Типораз- мер баш- маков Нагрузка, действую- щая в скважине, Н Нагрузка при испы- таниях ^башмаков, Л
статичес- кая динамичес- кая статичес- кая динамиче- ская
БК-114 600 1 500 3 000 БК-273 4 500 13 000 26 000
БК-127 900 2 100 4 500 БК-299 5 300 14 900 30 000
БК-140 1150 2 700 5 500 БК-324 6 000 17 800 36 000
БК-146 1250 3 000 6 000 БК-340 6 550 20 200 40 500
БК-168 1950 5 000 ю too БК-351 7 100 21 600 43 500
БК-178 2100 5 600 12 000 БК-377 7 700 23 400 47 000
БК-194 2400 6 800 13 600 БК-407 8 850 24 900 50 000
БК-219 3000 8 900 18 000 БК-426 10 100 28 650 58 000
БК-245 3900 11 300 23 000 БК-508 И 400 32 500 65 000
51
Значения наибольших нагрузок на бетонную насадку башма-
ка, подсчитанные по формулам (II. 23) — (11.25) для экспери-
ментальных условий, когда обсадные трубы с максимальной
толщиной стенки спускают в скважину с углом наклона >а = 60°,
заполненную водой, приведены в табл. 9.
Для обеспечения соответствия испытаний колонных башма-
ков характеру их нагружения в наклонных скважинах во
ВНИИКРнефти разработаны методика испытаний, предусматри-
вающая создание изгибающих нагрузок на бетонную насадку,
и приспособление для выполнения испытаний, обеспечивающее
преобразование осевых нагрузок, создаваемых на башмак
гидравлическим прессом, в нагрузки, изгиба-
ющие бетонную насадку.
Приспособление для проведения испыта-
ний (рис. 24) состоит из вертикального ци-
линдрического корпуса 1, опорной плиты 2 и
стенок 3, выполненных в виде косынок из ли-
стовой стали. Две из пяти стоек имеют вы-
полненные под углом 45° ступы 4, взаимодей-
ствующие с бетонной насадкой башмака,
вставленного в корпус приспособления.
Рис. 24. Приспособление для испытания на изгиб
бетонных насадок колонных башмаков
Испытания производят созданием и поддержанием в течение
30 с осевой нагрузки на башмак, вставленный бетонной насад-
кой в цилиндрический корпус. Значения осевой нагрузки вы-
держивают в соответствии со значениями допустимой нагрузки,
приведенными в та!бл. 9, при этом появление трещин и отколов
на бетонной насадке не допускается. Выдержавшие испытания
башмаки имеют двукратный запас прочности.
По новой методике проведены испытания башмаков услов-
ным диаметром 140, 168, 273 мм, изготовленных краснодарским
опытным заводом «Нефтемашремонт», и диаметром 245 мм,
изготовленных производственным объединением Азернефтемаш-
ремонт. Для испытаний отобрано методом бесповторной выбор-
ки по 50 башмаков каждого из указанных выше размеров. При
испытаниях все башмаки доведены до разрушения их бетон-
ных насадок. Результирующие нагрузки приведены в табл. 10.
Как видно из табл. 10, ни один из испытанных башмаков
не выдержал испытаний, так как не отвечал предъявляемым
техническим требованиям по допустимой нагрузке, а два испы-
танных образца условным диаметром 245 мм разрушались под
нагрузкой меньшей, чем ожидаемая динамическая нагрузка в
скважине.
Для повышения прочности колонных башмаков с бетонны-
52
ми насадками во ВНИИКРнефти проведены поисковые иссле-
довательские работы по отысканию новых рецептур мелко-
зернистого бетона, а также новых технологических регламен-
тов изготовления и обработки бетонных насадок. По результа-
там лабораторных исследований на стандартных образцах ба-
лочек из экспериментальных составов бетонных смесей выбран
состав смеси с водоцементным отношением 0,4 и с использова-
нием в качестве заполнителя щебня из плотных горных пород
по ГОСТ 10268—80 либо обогащенного природного песка
по ГОСТ 8736—77 с модулем крупности не менее 2,0.
Результаты испытания на изгиб бетонных насадок
серийно выпускаемых башмаков типа БК
Таблица 10
Условный диаметр башмака типа БК. мм Номер опытного образца Нагрузка, разрушив- шая назадку, Н Среднее значение разруша - ющей нагрузки, Н Условный диаметр башмака типа БК. мм Номер опытного образца Нагрузка, разрушив- шая насадку, Н Среднее значение разруша- ющей нагрузки, Н
140 1 3200 168 1 14 000
2 4500 3350 245 2 10 400 12400
3 2900 3 12 800
4 3600 4 13 800
5 2550 5 11 000
1 9600 1 18 900
168 2 8800 8900 273 2 17 600 18250
3 8200 3 16 900
4 8500 4 18 200
5 9400 5 19 750
Результаты испытания на изгиб бетонных насадок
экспериментальных башмаков типа БКМ
Таблица 11
Условный диаметр башмака типа БКМ, мм Номер опытного образца Нагрузка, разрушив- шая насадку, Н Среднее значение разруша- ющей нагрузки, Н Условный диаметр башмака типа БКМ, мм Номер опытного образца Нагрузка, разрушив- шая насадку, Н Среднее значение разруша- ющей нагрузки , И
1 18 200 3 20 250
2 17 200 4 22 100
140 3 17 800 17 800 168 5 21 000
4 18 300 1 42 300
5 17 500 2 42 300 43 000
1 20 800 3 44 500
168 2 21 600 21 150 245 4 43 400
5 42 500
53
Таблица 12
Результаты испытания на изгиб
бетонных насадок серийно выпускаемых
башмаков типа БК, замоченных перед
испытанием в воде на 2 сут
Условный диаметр башмака типа БК, мм Номер опытного образца Нагрузка, разрушив- шая насадку, Н Среднее значение разруша- ющей нагрузки, Н
1 27 500
273 2 25 700 26 450
3 26 900
4 25 100
5 27 050
Технологический регламент изготовления насадок башмаков
из нового состава бетонной смеси предусматривал обязатель-
ную термообработку насадок после их формования.
Для исследовательских испытаний по новой методике изго-
товлено по пять экспериментальных образцов башмаков услов-
ным диаметром 140, 168 и 245 мм. Экспериментальные образцы
отличаются от серийных также тем, что бетонная насадка име-
ет плавное сопряжение с торцом корпуса (в виде галтеля) с
целью снижения концентрации местных напряжений. Результа-
ты испытания экспериментальных образцов приведены в
табл. 11.
Анализ полученных результатов показывает, что все экспе-
риментальные образцы колонных башмаков полностью удов-
летворяют техническим требованиям к их прочности на изгиб
бетонной насадки.
Одновременно с поиском конструктивных решений по усовер-
шенствованию башмаков проводились работы по упрочнению
бетонных насадок и снижению их хрупкости за счет применения
специфических методов обработки бетона после его формова-
ния. В частности, разработан метод влажностной обработки
бетонных насадок перед спуском башмака в скважину, заклю-
чающийся в том, что насадку перед нагружением ее экспери-
ментальными нагрузками замачивают в воде на 1—3 сут.
Для проверки эффективности обработки бетонных насадок
колонных башмаков новым способом проведены эксперименталь-
ные исследования на пяти образцах, отобранных методом бес-
повторной выборки из партии башмаков диаметром 273 мм,
изготовленных краснодарским опытным заводом «Нефтемаш-
ремонт» по техническим условиям ОСТ 39. ОН—74. Из этой
партии было отобрано 10 образцов, пять образцов партии было
сразу испытано (результаты приведены в табл. 10), а остав-
шиеся образцы сначала были выдержаны в водяной ванне в
течение 2 сут, а затем также
испытаны на изгиб бетон-
ных насадок. Результаты
испытаний обработанных
насадок приведены в табл.
12.
Сравнение сопоставимых
данных из табл. 10 и 12 по-
казывает, что применение
нового способа влажностной
обработки бетонных наса-
док колонных башмаков
обеспечивает повышение
прочности последних на 20—
30% (в среднем на 25%),
54
причем три башмака из испытанных оказались упрочненными
до требуемого уровня.
Новый метод упрочнения бетонных насадок колонных башма-
ков рекомендуется к широкому внедрению в наклонных сква-
жинах.
Центраторы типа ЦЦ
Качество разобщения пластов зависит от многих факторов
технического и технологического характера. Одним из них яв-
ляется концентричное расположение обсадной колонны в на-
клонной скважине, которое осуществляется применением
центраторов различных конструкций как с жесткими, так и с
гибкими планками. Наиболее высокими центрирующими спо-
собностями обладают жесткие центраторы, но они применяются
в небольших количествах только для центрирования обсадных
колонн в скважинах, стенки которых сложены устойчивыми и
крепкими породами, а также для центрирования колонн в обса-
женных интервалах ствола. Основной недостаток этих центра-
торов— опасность прихвата и заклинивания колонны в процес-
:е спуска из-за наличия возможных уступов и перегибов на-
:лонного ствола скважины. По этой причине жесткие центрато-
ры серийно не выпускаются. При острой необходимости их изго-
товляют в местных условиях в небольших количествах для
удовлетворения конкретных потребностей одного предприятия.
В отечественной практике крепления скважин за последние
годы широко применяют пружинные центраторы типа ЦПР,
разработанные ВНИИБТ. Однако из-за ряда существенных
недостатков (выпадание пружинных планок при транспортиров-
ке центраторов, неточное прилегание «языков», удерживающих
планки в обоймах и др.) эти центраторы заменены новыми, бо-
лее совершенными типа ЦЦ, разработанными ВНИИКРнефтью
совместно с ВНИИБТ и краснодарским опытным заводом
«Нефтемаш ремонт».
Центратор типа ЦЦ представлен на рис. 25. Он отличается
от ранее выпускаемых центраторов тем, что собирается из трех
и более (в зависимости от диаметра обсадной колонны)
взаимозаменяемых секций. Каждая секция (рис. 26) состоит
из двух сегментов и двух пружинных планок, концы которых
закреплены в сегментах при помощи выступов, выполненных в
теле сегмента при штамповке. Боковые кромки сегментов изго-
товлены в виде петлевых проушин, которые служат для соеди-
нения их между собой.
Основные характеристики серийно выпускаемых центрато-
ров типа ЦЦ приведены в табл. 13.
Для сборки центратора три готовые секции совмещают
петлевыми проушинами сегментов до совпадения их отверстий и
вставляют в них штыри. Извлекать и вставлять штыри в проу-
96
шины разрешается вручную или легкими ударами молотка.
При вынутых из петель двух штырях по одной образующей
центратор должен открываться и закрываться усилием одного
рабочего. Открытый центратор должен свободно надеваться
на обсадную трубу соответствующего диаметра и закрываться
вручную. Центраторы типа ЦЦ на обсадную трубу можно уста-
Рис. 25. Трехсекционный пружин-
ный центратор типа ЦЦ
Рис. 26. Секция пру-
жинного центратора ЦЦ
Таблица 13
Шифр изделия Диаметр центратора, мм Длина, Максимальная радиальная на- грузка до полной деформации планок, Н Число планок Масса, кг
наружный внутренний м
ЦЦ-140/191-2(16-1 264 142 620 7850 6 8,0
ЦЦ-146/191-216-1 270 148 620 7850 6 8,4
ЦЦ-146/222-251-1 300 148 620 7850 6 8,5
ЦЦ-168/216-245-1 292 170 680 7850 6 9,9
навливать как над ротором перед навинчиванием очередной
трубы, так и на приемных мостках перед затаскиванием трубы
на буровую.
56
Центраторы на обсадную трубу устанавливают в следую-
щей последовательности: из готовых секций, доставленных на
буровую, собирают необходимое число центраторов; на обсад-
ных трубах, подготовленных для спуска в скважину, отмечают
места установки центраторов согласно утвержденному плану
работ; через ниппельный конец на трубу надевают ограничи-
тельное кольцо и закрепляют в необходимом интервале при по-
мощи клина; снимают для штыря из петлевых проушин сегмен-
тов по одной образующей и раскрывают центратор; раскрытый
центратор надевают на обсадную трубу так, чтобы ограничи-
тельное кольцо находилось между обоймами центратора; за-
крывают центратор на обсадной трубе до совмещения петлевых
проушин сегментов и вставляют штыри в отверстия проушин;
загибают концы штырей и проверяют надежность установки
центраторов поворотом и перемещением его на трубе.
Во время спуска колонны нельзя допускать задевания тор-
ца обоймы центратора за ротор и устьевую арматуру.
Опыт крепления глубоких скважин, особенно наклонного
профиля, в основных нефтяных и газовых районах показал, что
качество центрирования обсадных колонн в значительной сте- <
пени зависит не только от качества применяемых центраторов,
но и от правильной расстановки их на обсадной колонне.
' Наиболее качественное центрирование колонны достигается
при определении места установки центраторов расчетным путем
с учетом прогиба колонны и деформации центратора в допусти-
мых пределах. Одним из методов расчета места установки
центраторов разработан ВНИИКРнефтью.
Расчет основан на решении уравнений изгиба колонны для
ее сжатой и растянутой зоны при условии опирания на пружин-
ные центраторы с учетом длин колонны над центратором и под
ним.
Для облегчения и упрощения методики расчета в условиях
буровых предприятий разработана номограмма, позволяющая
рассчитать расстояние между центраторами поинтервально
(рис. 27).
Согласно разработанной методике для определения места
установки центраторов рассматривается положение колонны в
момент окончания продавки цементного раствора в затрубное
пространство. В этот момент низ колонны перекрыт обратным
клапаном и растягивается в верхней части под действием
собственного веса и столба промывочной жидкости, находящей-
ся внутри обсадной колонны, а также сжимается в нижней
части выталкивающей силой, которая создается цементным
раствором в затрубном пространстве. Существует нейтральное
сечение, ниже которого колонна сжата, выше — растянута.
57
Расстояние от башмака колонны до нейтрального сечения
(в м) можно определить по формуле
уу _ (^1 Уц.р ~ Угц.р 4~ Уг , р) DB Yr,p L 2g)
(D2 - Dl) yTp
где £)н, Ов — наружный и внутренний диаметры обсадной колон-
ны, м; h}—высота подъема цементного раствора в кольцевом
пространстве (от забоя), м; Л2 — высота подъема гельцементно-
Рис. 27. Номограмма для определения числа центраторов и расстояний между
ними
ве (от гельцементного раствора); м; уц.р, угцр, уг.р, у’тр — плот-
ность соответственно цементного, гельцементного, глинистого
растворов и материала обсадных труб, г/см3; L — общая дли-
на обсадной колонны, м.
Пользоваться методикой расчета необходимо в следующей
последовательности.
1. Определить величины Н по формуле (II. 26).
2. Вычислить безразмерный параметр А по формуле
_ _£//МТ>с--Он) cos2 а
8 Е J sin а
где q — вес 1 м обсадной трубы; Dc—диаметр скважины;
а — зенитный угол данного участка; EJ — жесткость труб.
58
3. На оси абсцисс (рис. 27) вправо от нулевой точки отло-
жить точки, равные значениям А, провести через эти точки
прямые параллельно оси ординат.
4. Через точки пересечения этих прямых с линиями, опреде-
ляющими расстояния участка от низа обсадной колонны, провес-
ти прямые, параллельные оси абсцисс, до пересечения с соответ-
ствующей прямой,определяемой параметром
С = - •
г q п cos а
5. Полученные точки пересечения снести на ось абсцисс, где
указаны искомые расстояния между центраторами.
Пример. Рассчитать место установки центраторов при спуске обсадных
колонн диаметром 146 мм на буровых объединения Мангышлакнефть.
Исходные данные:
глубина скважины L, м........................................1316
диаметр скважины Ос, м.......................................0,215
диаметр колонны, м
наружный £)н............................................... 0,146
внутренний £)а...............................................0,130
масса 1 м трубы
в воздухе q, кг. ..................................... 28
плотность, кг/мз
бурового раствора угр .....................................1,22
цементного раствора уцр.....................................1,8
металла труб утв ..........................................7,8
модуль упругости стали Е, Па . ..................................2.1-109
высота подъема цементного раствора /1ц, м .........................980
угол наклона скважины в зоне центрирования а, градус.............22
1. Определение расстояния от нижнего конца колонны до нейтрального
сечения (длина сжатой части у колонны):
Dh Уц.р + Н-М Угр] - Угр L
(О* 2 3н-О2в)утр ;
0, 1462 [980-1,8 -)- (1316 — 980) 1,22] — 0,13b2-1,22-1316
(0,1462— 0,1302) 7,8
Я- 623 м.
2. Вычисление иараметра А:
q ЕР (Dc — DH} cos а
Л — 1Г++ i ’
8 Е J sin а
л , , 3,14 „
J =----- (D* — ОЧ = 2-------- (0,1434 — 0,13b4) = 7- КГ"6 м4;
64 н в 64 1
28-6232 ( 0,215 — 0,146) cos2 22°
А =-----------—----- —----------------= 17
8-2,1 • 16s 7-10—6 sin 22°
3. Определение иараметра С:
~ г q Н cos а ’
59
Рис. 29. Графики изменения
расстояния между центра-
торами в зависимости от
расстояния до нейтральной
зоны
Рис. 28. Графики изменения
расстояния между центра-
торами в зависимости от
длины сжатой зоны
Рис. 30. Графики измене-
ния расстояния между
центраторами в зависимости
от диаметра обсадных труб
60
/2,1 • 169-7-10—6
-------------л 0,9.
28-623-0,93
4. По номограмме определяем расстояние между центраторами по ин-
тервалам в зоне подъема цементного раствора: 1316—1161 м — 10 м;
1161—1006 м—12 м; 1006—851 м—14 м; 851—696 м—15 м.
\ Методика расчета места установки центраторов на обсадной
колонне, разработанная ВНИИКРнефтью, отличается от других
методик тем, что расстояние между центраторами по всей длине
колонны меняется не только в зависимости от длины сжатой
зоны, но и в пределах этой зоны.
На рис. 28 показано изменение расстояния между центратора-
ми в зависимости от длины сжатой зоны при кривизне скважины
от 2 до 50°. Из графика видно, что по мере увеличения длины сжа-
той зоны от 350 до 1400 м расстояние между центраторами умень-
шается примерно на 40%. Уменьшение расстояния между цент-
раторами на 45% наблюдается и при росте кривизны ствола сква-
жины от 2 до 50°. Однако следует отметить, что по мере увеличе-
ния длины сжатой зоны влияние кривизны ствола на расстояние
между центраторами уменьшается до минимума. Так, при длине
сжатой зоны, равной 1400 м, расстояние между центраторами при
изменении кривизны от 2 до 50° уменьшается всего на 12%.
На рис. 29 показано изменение расстояния между центрато-
рами в пределах сжатой зоны от башмака до нейтрального уча-
стка колонны. При малой кривизне скважины (2—3°) по мере
удаления от башмака расстояние между центраторами постепен-
но увеличивается и у нейтральной зоны оказывается на 40%
больше, чем у башмака колонны. При росте кривизны скважины
до 50° указанное расстояние увеличивается на 14%. Рост кривиз-
ны скважины примерно до 15—20° приводит к резкому уменьше-
нию расстояния между центраторами примерно на 45—50%, а
при дальнейшем увеличении кривизны до 50° расстояние умень-
шается на 15—20°. Наблюдается выполаживание этих кривых по
мере удаления интервала установки центраторов от нейтрально-
го участка к забою скважины.
Диаметр обсадной колонны не оказывает существенного влия-
ния на расстояние между центраторами (рис. 30). При спуске
обсадных колонн диаметром 140—168 мм расстояние между цент-
раторами меняется в основном только из-за увеличения кривиз-
ны ствола скважины, причем до кривизны 20° расстояние умень-
шается примерно на 50°, а дальнейшее увеличение кривизны при-
водит к уменьшению расстояния на 25—30%.
Кривые на рис. 28 и 29 дают возможность установить, что при
определении расстояния между центраторами следует учитывать
не только величину сжатой зоны колонны, но и интервал установ-
ки центраторов от нейтральной зоны.
Глава III. ОСОБЕННОСТИ ДВИЖЕНИЯ БУРОВЫХ
И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
В НАКЛОННЫХ СКВАЖИНАХ
Промывка скважин перед цементированием
Качество крепления скважин в значительной мере определя-
ется очисткой ствола скважины от частиц породы и бурового
раствора перед спуском обсадной колонны и цементированием.
Загрязнение ствола большим количеством осыпавшейся породы
способствует сужению потока.
По данным анализа промысловых исследований, выполнен-
ных В. А. Хурщудовым и Др., основная масса поглощений проис-
ходит при промежуточных промывках и непосредственно при це-
ментировании. В 36 случаях поглощение возникло 2 раза при
спуске колонны, 14 раз — при промежуточных промывках и 20
раз — в процессе цементирования. Аналогичная ситуация была
выявлена в Краснодарнефтегазе, Дагнефти, Узбекнефти и других
районах. Недостаточная промывка — одна из причин прихватов
обсадных колонн. Увеличение подачи жидкости при промывке
может служить причиной гидроразрыва пластов.
Около 20% общего объема цементирования в Чечено-Ингу-
шетии происходит при выходе цементного раствора на устье до
конца продавливания. Это свидетельствует об одностороннем
движении цементного раствора по эксцентричному заколонному
пространству и загрязненности ствола. Обсадная колонна сопри-
касается со стенкой скважины, т. е. создаются условия цементи-
рования наклонной скважины. Одна из основных причин низкого
качества цементирования наклонных скважин в Главтюменнеф-
тегазе также — недостаточная очистка стволов перед цементи-
рованием. Этим объясняется трудное прохождение колонн, по-
глощения при спуске колонн и их цементировании, значитель-
ные недоподъемы тампонажной смеси.
Неудовлетворительная очистка раствора, отсутствие при
спуске колонн промежуточных промывок часто являются глав-
ными причинами повышения давления, поглощений и низкого
качества цементирования. При наличии зон поглощений наблю-
дается недоподъем тампонажного раствора до проектной высо-
ты. Установлено, что в скважинах в таких случаях образуются
рыхлые корки толщиной 20—30 мм и более. Продолжитель-
ность промывок обычно не обоснована, и все скважины промы-
ваются, как правило, в течение одного-двух циклов (продолжи-
тельность цикла равна объему скважины, деленному на подачу
насосов). Продолжительность циркуляции не контролируется с
62
помощью регистрирующих приборов и осуществляется до вырав-
нивания параметров промывочной жидкости. Такой подход к
очистке ствола наклонной скважины нельзя считать нормаль-
ным. Каждая скважина должна промываться с учетом конкрет-
ного состояния ее ствола, желобов, кавернозности и параметров
жидкости.
Если продолжительность промывки ствола с учетом скоро-
сти падения трудноудаляемых частиц породы из скважины
глубиной L равна LJ(п — пч), а число циклов промывки равно
А, то должно обязательно соблюдаться следующее условие [8]:
A (sK 4- sT) L .> sK v ---, (П1.1)
V — v4
т. e. объем жидкости, прокачанной через скважину в течение А
циклов, должен превышать объем жидкости, прокачанной через
скважину за время, необходимое для ее очистки. Уравнение
(III.1) можно представить в виде
А (1 + sT/sK) > —- 1 — (Ш.2)
1 — v4jv
Так как параметр А выбирается произвольно, то это условие
может нарушаться, особенно когда ствол скважины осложнен'
осыпями и, следовательно, скорость падения частиц ич близка к
средней скорости потока v, a sK3>sT- В этих случаях значение
А должно быть больше обычно принимаемого. Продолжитель-
ность промывки следует определять исходя из времени факти-
ческой очистки ствола от тех частиц породы, которые имеют
самые высокие значения ич и скапливаются в больших количест-
вах в стволе..
О скоплениях в призабойной зоне значительных масс об-
ломков породы в ряде случаев свидетельствуют прихваты в при-
забойной зоне при остановках циркуляции. Крупные обломки
породы при недостаточной подаче жидкости циркулируют в ниж-
них частях ствола. Обломки породы скапливаются в значитель-
ных количествах в кавернах и желобах, периодически попадают
в ствол, вызывая осложнения. В результате, хотя из скважины
выходит глинистый раствор, соответствующий требованиям гео-
лого-технического наряда (ГТН), ствол остается засоренным, и
потенциальная опасность перечисленных выше осложнений не
исключается.
Как бы хорошо ни был промыт ствол наклонной скважины,'
в процессе подъема бурильной колонны, а особенно при после-
дующем спуске обсадной колонны стенки наклонной скважины
разрушаются, главным образом при наличии в открытом интер-
вале слабоустойчивых пород. Это связано с прижимающими
усилиями, обусловленными весом обсадной колонны, ее жест-
костью и гидродинамическим взаимодействием потока и труб.
63
Помимо этого большое количество шлама может также вы-
тесняться из каверн, а иногда и желобов пружинными центрато-
рами. Наличие выступов на обсадной колонне в виде муфт соз-
дает при спуске возможность механического воздействия на
стенки скважины в местах прижатия труб. При этом срезается
глинистая корка, разрушаются выступающие участки ствола при;
наличии каверн и скругляются острые углы на желобах в точках
касания а (рис. 31), после чего колонна начинает соприкасаться
со стенками уже по линии Ьс. По мере роста веса колонны в
Рис. 31. Схема перемещения обсадной
колонны в процессе ее спуска на
участке ствола с желобом (пунктир-
ная линия соответствует положению
колонны в конце спуска)
Рис. 32. Формирование застойных
зон после спуска обсадной колонны:
а — перекрытие желеба; б — застойные
зоны после спуска колонны; 1 — непод-
вижный буровой раствор, 2 — участки за-
стойной зоны, обусловленные скоплением
частиц шлама
процессе спуска ниже рассматриваемого участка механические
воздействия на стенки увеличиваются.
Наибольший интерес представляют участки перегибов ствола
наклонной скважины, где на колонну постоянно действуют при-
жимающие усилия. Если на этих участках имеются желоба, то
по мере перемещения вниз обсадная колонна постепенно при-
тирается к имеющемуся желобу и внедряется в него. Часть об-
ломков породы попадает внутрь желоба и загрязняет его. Дру-
гая часть оказывается защемленной в зоне Ьс, смешивается
здесь с глинистым раствором и образует вязкую пасту. Чем
длительнее воздействие усилия, чем больше его значение и чем
больше число муфт пройдет через данное сечение скважины,
тем больше будет площадь касания обсадной колонны по линии
Ьс.
На рис. 32,а пунктирными линиями показано положение
колонн в конечный период, сплошными линиями — в начальный.
64
Как видно из рисунка, колонна сильнее вдавилась в желоб. При
этом перекрываются вход и выход в полость желоба, что неже-
лательно из-за невозможности заполнения желоба цементным
раствором.
Муфты на колоннах способствуют скоплению снизу около
них наиболее крупных частиц породы и создают реальную воз-
можность образования сальников со стороны прижатого к стенке
участка муфты. На рис. 32,6 показано эксцентричное распо-
ложение обсадной колонны на участке наклонной скважины без
желоба. Из рисунка видно, угол застойной зоны при плохой
очистке ствола значительно возрастает, особенно у муфт, а от
размеров застойной зоны зависит качество изоляции затрубного
пространства. В процессе спуска обсадной колонны не исключе-
на возможность значительного засорения каверн и желобов
осыпавшейся породой, особенно на наклонных участках. Это
также затрудняет полное вытеснение из кольцевого зазора гли-
нистого раствора цементным.
Без полного удаления из ствола наклонной скважины частиц
породы нельзя ожидать качественной изоляции, особенно ниж-
них частей колонны.
От качества этих работ в значительной степени зависит ус-
пешный спуск в наклонную скважину обсадных колонн. Спуск
колонн с обратным клапаном при наличии больших сопротив-
лений движению жидкости вверх из-за значительной загрязнен-
ности ствола ведет к гидроразрывам, потерям устойчивости сте-
нок ствола и другим осложнениям.
Итак, при эксцентричном расположении колонн в наклонной
скважине, а особенно при малых зазорах фактически невозмож-
но добиться качественной очистки ствола от шлама и глинистой
корки лишь путем интенсификации промывки. Заклинивание
частиц в серповидной щели экспериментально установлено ис-
следованиями [40]. Застрявшие в серповидной части щели
крупные обломки породы, особенно у муфт, могут способство-
вать образованию на этих участках скоплений частиц, вызы-
вать увеличение гидравлических сопротивлений в стволе и после-
дующее вынужденное уменьшение подачи. Поэтому центриро-
вание колонны — один из главнейших факторов для обеспече-
ния качественного цементирования затрубного пространства.
Но цементирование не исключает возможности соприкасания
колонны со стенками в местах отсутствия центраторов, а поэ-
тому однозначно не решает вопрос. Очень резко ухудшается
промывка наклонной скважины после спуска обсадных колонн
при малых размерах кольцевых зазоров и при отсутствии воз-
можности вращать колонну, когда в скважине скапливается
большое количество частиц породы, загрязняющих ствол.
Из анализа работ, посвященных удалению частиц породы из
скважины, вытекает следующее [8].
I ж. ж
1. Скорости падения частиц в покоящейся и движущейся
жидкостях различны. Это объясняется их вращением в потоке
и изменением площади миделева сечения sm в горизонтальной
плоскости. Повороты частиц обусловлены различными скорос-
тями в сечении потока. В покоящейся жидкости плоские части-
цы всегда стремятся падать при горизонтальном расположении
плоскости максимального миделева сечения, что снижает их
скорость падения.
2. Скорость падения частиц в данной среде определяется
режимом обтекания их этой средой.
3. В структурном и ламинарном потоках, а также в покоя-
щейся жидкости частицы падают при том же режиме обтекания,
который создает наибольшие сопротивления их движению и
наименьшую скорость их падения.
4. В турбулентном потоке все частицы независимо от их
формы и размера падают только при турбулентном обтекании.
Применительно к процессу промывок скважин концентрация
частиц в потоке при самых различных операциях не превышает
3—5%, в то время как условия стесненности падения начинают
влиять при концентрациях более 30%. Доказано [40], что части-
цы плоской формы (а их особенно много при бурении скважин
одношарошечными долотами и при наличии в разрезе сильно
перемятых сланцевых пород) имеют при структурном режиме
течения тенденцию к перемещению к стенкам кольцевого зазора
и кавернам. Это способствует значительному загрязнению ство-
ла, и в частности желобных выработок в наклонных участках
скважин. Для облегчения выноса плоских частиц на поверхность
необходимо соблюдать [8, 40]:
_------(Р1-р) Об) g--------- _
3,23 (1 + 0,896) (0,477 + б) sm
Частицы округлой формы стремятся двигаться в зоне с мак-
симальными скоростями [8, 40], что связано с воздействием на
них взвешивающей силы, обусловленной градиентом скоростей
в потоке.
Форма частиц на условия выноса при турбулентном режиме
течения влияет меньше. Пульсационные составляющие скорос-
тей в потоке способствуют выравниванию по сечениям концен-
траций частиц и по форме, и по размерам.
Особенно трудно обеспечить достаточную очистку наклон-
ных участков. Как было показано в [8,40], возникает острая
проблема исключения выпадения частиц на стенки наклонных
скважин. Средняя скорость потока v, исключающая выпадение
частиц при структурном режиме, должна быть в 5—10 раз боль-
ше ич, что часто практически недостижимо. Следовательно, зна-
чение в наклонном стволе должно быть в несколько раз боль-
ше, чем в вертикальном, и тем больше, чем больше диаметр
ствола [40].
66
При движении частицы плоской формы, если не соблюдает-
ся условие (III. 3), будут, хотя и медленно, приближаться к
нижней стенке скважины и скапливаться на ней, слипаясь при
благоприятных условиях. На рис. 33, а показано перемещение
единичной частицы шлама округлой формы из неустойчивого
положения а над трубой в устойчивое а' под трубой, расиоло-
Рис. 33. Перемещение частиц породы к нижней стенке наклонного участка
скважины [8]
женной концентрично. Точки а, Ь, с и т. д. отражают положе-
ние частицы через равные промежутки времени. Перемещение
происходит иод действием неуравновешенной составляющей си-
лы Gb.
При эксцентричном положении труб (рис. 33,6) частицы
стремятся занять устойчивое положение в самой низкой части
щели заколонного пространства. Таким образом, у нижней стен-
ки ствола на наклонном эксцентричном участке растет концент-
рация частиц породы. Для облегчения очистки наклонного ство-
ла необходимо соблюдать условие (III.3).
Наличие в кольцевом зазоре центраторов, турбулизаторов,
скребков будет вести к разрушению ядра потока и образованию
вихрей, а в ряде случаев способствовать возникновению ранней
турбулизации, что может привести к выпадению частиц из пото-
ка на стенки скважины. Следовательно, поток в этих условиях
должен обладать достаточной силой, чтобы перемещать части-
цы различной формы по нижней стенке ствола. Во всех случа-
ях увеличение концентрации шлама у нижней стенки ствола ве-
дет к соответствующему росту вязкости и плотности в этих се-
чених и снижению здесь скоростей течения, что, в свою очередь,
затрудняет очистку рассматриваемого сечения.
Для исключения указанного явления промывка наклонных
скважин должна осуществляться при турбулентном режиме,
если нет опасений гидроразрыва пород, и отцентрированной ко-
3* Зак. 255
67
лонне. Выбор режима промывки для поддержания ствола сква-
жины в хорошем состоянии, особенно при осложненных услови-
ях бурения, является трудной задачей, и в конкретных условиях
бурения выбирать режим надо с учетом ряда факторов.
Преимущества структурного режима течения заключаются в
следующем:
1) низкие скорости падения частиц шлама из-за сильного
влияния вязкости и динамического напряжения сдвига;
2) малые скорости потока v, необходимые для выноса
шлама;
3) предотвращение смыва фильтрационных корок на стен-
ках скважин, в результате чего уменьшается поступление филь-
трата промывочной жидкости в проходимые породы;
”= 4) исключение размыва слабоустойчивых горных пород на
стенках скважины.
При турбулентном потоке при промывке скважины обеспе-
чиваются:
1) высокая равномерность скоростей по всему кольцевому
пространству, вследствие чего меньше образуется застойных
зон — очагов накапливания шлама;
2) лучшие условия для выноса частиц различной формы,’
особенно больших размеров;
3) лучшая промывка наклонных участков;
4) более высокая средняя скорость выноса частиц, что
уменьшает время пребывания шлама в стволе скважины. Поро-
да в меньшей степени диспергирует и мало влияет на качество
промывочной жидкости.
Основной недостаток турбулентного режима — трудность
его обеспечения при современной технической оснащенности
буровых установок, а также увеличение для частиц малых
размеров. Кроме того, повышение подачи промывочной жидкос-
ти может привести к смыву глинистой корки, размыву и осыпа-
нию породы со стенок скважины, способствовать кавернообра-
зованию, гидроразрыву и поглощениям.
К недостаткам структурного режима следует отнести затруд-
нения с транспортированием частиц плоской формы, большую
длительность подъема частиц, обусловливающую их пептизацию
и диспергацию, что затрудняет очистку промывочной жидкости
и ухудшает структурно-механические свойства последней. Значи-
тельным недостатком структурного режима является также
его слабая устойчивость. Наличие неровностей на колонне в
виде муфт, расширителей, резиновых колец, центраторов, скреб-
ков, отклонения оси колонны от оси скважины, вращение ко-
лонны разрушают структуру потока, вызывая его раннюю тур-
булизацию в результате роста местных градиентов скоростей
и снижения эффективной вязкости промывочной жидкости.
Из изложенного выше следует вывод о необходимости при
М
проектировании промывок скважин использовать зависимости,
полученные для турбулентного обтекания падающих в промы-
вочной жидкости частиц бурового шлама. Р. Ф. Ухановым
предложены зависимости, которые применяются при проектиро-
вании промывок наклонных скважин на буровых Главтюмен-
нефтегаза и объединения Мангышлакнефть:
а) для вертикального ствола
v4 =[24,5 (1 — 1,43 + 28,56— 12 -^1 (Ш.4)
L \ L^C - “Т V4 J ' P
б)для ствола с углом наклона 12°
Уч.н =
41,5 ( 1—2,8——- }+29,5 6 — 12 -^Л
\ чч.„
dp^-p,
Р
(Ш.5)
где v4, v4.H — скорости падения частиц при отсутствии враще-
ния труб, т. е. при (в —0.
Они получены из условия падения частиц в потоке с турбу-'
лентным обтеканием их и учитывают влияние формы частиц и
стенок, а также вращение . колонны.
Если угол наклона ствола 0 + «+12°, то уч.н определяется
линейной интерполяцией значений ич, полученных из выраже-
ний (III. 4) и (fill. 5). Для случая падения частиц с турбулент-
ным обтеканием в покоящейся жидкости (по данным ВНИИКР-
нефти)
п = ГбО (0,26 + 6) - 35 -n d ] Vd . (III.6)
L - “T J " p
В целях совершенствования промывки наклонных скважин
осуществим выбор такого режима подачи жидкости Q, который
обеспечит при минимальных затратах времени на промывку и
средств высокую степень очистки ствола, т. е. полное удаление
из ствола частиц породы. Для обеспечения качественной про-
мывки ствола за короткое время необходимо стремиться к мак-
симально возможной подаче жидкости Qmai в скважину. QmaI
может ограничиваться допустимым давлением насосов рн д или
манифольда р„.я и наличием поглощений. Если расход ограни-
чен подачей насоса, т. е. ртах=Рнд, то
<ш-7>
где ртах=Рн.д; Вц и Ац — коэффициенты гидравлических потерь
циркуляционной системы скважины (Вц — в части системы, не
изменяющейся с длиной бурильной колонны; Ац характеризу-
ет потери в бурильной колонне, в кольцевом пространстве и
замковых соединениях); Ар — параметр, характеризующий тур-
бобур данного типоразмера [40].
Вп определяется в основном местными сопротивлениями в
«9
обвязке буровой (задвижки, повороты и др.) и мало зависит от
расхода. Его можно определить в широком диапазоне измене-
ния Q при спущенной в скважину нижней части колонны с УБТ
и долотом. Лц может быть представлен как:
Л = % _!_ + %к-----------1----------н -------4— , (Ш .8)
2^^ 2g(Dc-dTp(Oc + dT)2 1,23</т
где — коэффициент местных сопротивлений в замках; /т —
длина трубы.
С уменьшением Q возрастают значения 7.т и Д в темпе, за-
висящем от величины Re*.
Из выражения (Ш. 7) следует, что в процессе промывки при
заданном ртах необходимо с глубиной снижать Q, т. е. усло-
вия для промывки ствола ухудшаются. Если последний интервал
бурился с применением турбобуров, то для увеличения подачи
следует проработать ствол и промыть его, предварительно под-
няв турбобур. Промывку необходимо начинать с забоя при Qmax
и осуществлять до тех пор, пака частицы породы максимальных
размеров не будут подняты на такую высоту L, выше которой
после подъема башмака инструмента будет обеспечена возмож-
ность увеличить подачу на следующую ступень.
Рассмотрим два основных случая проектирования промывки1.
L Отсутствуют ограничения для увеличения подач со сторо-
ны гидродинамической характеристики скважины, нет опаснос-
ти возникновения поглощений и гидроразрывов.
Примем для рассмотрения схему, по которой насосы будут
работать только при максимально возможном для них давлении.
Подачи насосов в общем случае не равны и соответствуют зна-
чениям Qi, Q2, . . . . , Qn , где п — число насосов.
Определим предельные глубины в конкретной скважине глу-
биной Lc, до которых может осуществляться промывка соответ-
ственно одним, двумя ит.д. насосами. Для этого, определив для
каждой конкретной подачи Qi = Qi, Q2 = Q|-|-Q2, Q.i = Qi+Q2+
+Q3, • • • , Qn = Q14Q2+ ••• + Qn значения Лц и Вц с помощью
зависимости (НЕ 7), найдем [8];
7-1 == (Ртах —Вц Р gQl)/P g'Al Q2l ; (Ш.9)
7-2 = (Ртах — Вц Р g Q2)/P g Лц2 Q2 (Ш.10)
L3 = (Ртах — Вц р g Qa)/p g Лцз Qa; (III.11)
Ln (Ртах — Вц p g Qn)/? g Q2n. (III. 12)
При L,>LC>L2 интервал Lc—L2 будет промываться одним
насосом, интервал Li—L2 — двумя и т. д. Для успешной про-
мывки должны соблюдаться также условия Qi>Qm:n, а щ2>
1 Анализ выполнен Р. Ф. Ухановым и В. В. Козодеровым.
70
> fmin, при которых обеспечивается очистка ствола. Qmin, и —
соответственно расход жидкости и скорость, обеспечивающие
удержание во взвешенном состоянии самых трудновыносимых
частиц породы. Если они не соблюдаются, необходимо нижний
интервал скважины промывать с помощью насосов цементи-
ровочных агрегатов при больших значениях ртах. Увеличение
Q может способствовать сокращению времени промывки сква-
жины. Если Wmm уже определено по методике, описанной ниже,
то нетрудно найти необходимую продолжительность промывки'
каждого интервала в отдельности:
/1 = LC ^-2 % (III.13)
Ql sk ^min
7-2 — Z-2 — 7-i (III.14)
^2 Ц’ГПП
tn = (III.15)
Qn sk ^'min
Однако в зависимостях (НЕ 13) — (III. 15) не учитывается
опускание частиц расчетного диаметра dp в процессе подъема'
инструмента для промывки следующего интервала с увеличенной
подачей. Время промывки в каждом случае удлиняется,
поскольку необходимо частицы поднять не только на высоту
данного интервала, но и выше на расстояние vntn, где ип — ско-
рость падения частиц в покоящейся жидкости; tn — время на:
подъем колонны, равной длине этого интервала.
Учитывая сказанное и заменяя в выражениях (III. 13) —
(III. 15) длины интервалов согласно выражениям (III. 9) —
(III. 12), получаем
, __ Р g Qj (Лц1 Ес + Вц) — ртгх tn .
t I ---------n---------------- -------------J (111.1b)
P S ^ц1 Qi (QlIsk ^min) Qi/Sr ^'min
__ Pmax (.<?1 Лц2 Q2) P g Q] (Лцi — Лц2)
2 P g Лц2 ЛЦ1 (?2 <2? (<Эа/ sk — ftnin)
Pmax (^U2 Qi Ai3 Q3) 8Ц P g Q2 Q3 (^ц2 — ^цз)
P g ^u2 J^u3 Q2 Q3 (Qa/^K ^rriin)
, /п3 .
Qs/Sk ymin
Pniax Вц P g Qn г'п tnn
(Qn/SK umin) P £ ^цп Qn QnlsK — ^'min
(III.18)
(III.19)
71
Суммируя затраты времени по интервалам, получаем общее
время промывки ствола перед цементированием. Можно ре-
комендовать для снижения времени использовать цементиро-
вочные агрегаты.
В расчетах значение цч.п определяется из выражения (III.6),
поскольку частицы будут опускаться в условиях перемешива-
ния промывочной жидкости при подъеме бурильной колонной
и влияние 0 на уменьшение vn будет сведено до минимума.
Расчет следует вести для частиц, имеющих максимальную
скорость падения. Согласно исследованию на максимум выра-
жения (III.6). диаметр этих частиц
dp = 0,5 (0,26 + 6) (Dc — d4). (III.20)
Значение dp не должно быть больше £)д— dM.
2. Подача жидкости ограничена из-за наличия зон поглоще-
ний. Допустим, в скважине на глубине Ln существует зона
поглощения при давлении на пласт более рг. Максимально
допустимая передача может быть найдена из условия, что
потери в кольцевом зазоре рк выше зоны поглощения, сложен-
ные с гидростатическим давлением рр, не должны превышать
Рг- Тогда
9 (Рг —Рр) (Ос —с(ч)3 (Ос + ^ч)2
Л,< удап < дГр; g -
(Ш.21)
При подборе QnOn>Qmin должно соблюдаться условие
(III. 21), причем увеличивать Q>Qnon, пока башмак бурильной
колонны будет ниже глубины Ln, нельзя. Выбранное значение
Qi<Qaon должно обеспечиваться насосной установкой, для чего
необходимо соблюдать также условие
Ртах (5ц + А Тс) pg. (II 1.22)
Пока не будет промыт весь интервал ствола ниже Ln, насос-
ную установку полностью загрузить трудно. Подачу можно
будет увеличить до значений Q2>Qi лишь после того, как
будет промыт интервал Lc—L-. и поднят инструмент до глубины
£1, где определяется из выражения
. Ргиах (Рг Pg) ' Вц Q2 р g
= . Го
(III.23)
41 Р 8
С глубины Ьг можно увеличить подачу до значений Q3 и т. д.:
г Ртах— (Рг — Рр) — Ва Ql р g
Lf — ; ^2
Хт2 Р 8
В общем виде можно записать:
Рт*х — (Рг - Рр) —Яц<2п + 1 Р 8
(III.24)
(III.25)
Ln =
4,п <2л+1 Р8
Время промывки каждого интервала определится из выра-
жений. = (Lc . (ш.26) Qil sk — ymin ti=. (Ш27) yrjiin /,= (I1L28) ч/г/дк wmin
Если <2д0П не может быть больше Qmin, то не выполняется
условие для обеспечения полной очистки ствола. Тогда необхо-
димо оценить возможность применения обратной промывки.
Для исключения поглощений должно соблюдаться условие:
рг — рР >[АТ £т + (Lc — Ln)] р gQminK , (Ш.29)
где Qmin к — минимальная подача для обеспечения удержания
частиц породы в потоке внутри колонны.
При использовании обратной промывки следует выбрать та-
кое максимальное Q, подстановка которого в формулу (III. 29)
не нарушит неравенства. При этом необходимо соблюдать не-
равенства (III. 22).
Увеличивать подачу до Qb Q2 и т. д. при полной загрузке
насосов можно с глубин L2 и т. д., когда башмак труб будет
выше зоны поглощения. Тогда
Lj - Р^-(Рг-Рр) . (Ш.30)
Qi Р g
При расположении башмака труб выше забоя обратная про
мывка менее эффективна, поскольку большое число частиц под
действием центробежной силы при развороте потока на 180° у
башмака попадает в зону вне потока и остается в стволе.
Проворачивание колонны, ее осевое движение в процессе
промывки не только исключают прихваты, но и способствуют
ускорению очистки ствола.
При спуске обсадной колонны и после ее спуска подход к
выбору режима и оценке продолжительности промывки оста-
ется тем же. Отличия связаны с особенностями, о которых было
упомянуто выше.
Если спуск обсадной колонны затруднен, в этом случае его
обычно прекращают, скважину промывают и выравнивают па-
раметры раствора. Трудности при спуске бывают связаны в ос-
новном с сильным загрязнением ствола и образованием сальни-
ков или с заклиниванием колонны в желобах. При сильном за-
грязнении ствола давление в процессе промывки при данном Q
постепенно падает и стремится к постоянному, что позволяет
дополнительно увеличить подачу.
73
Если в процессе спуска колонны будут посадки, то, несом-
ненно, время промывок значительно возрастет. При промыв-
ках следует производить осевое перемещение колонны и ее
медленное проворачивание.
Выбор количества жидкости при промывке ствола
1. Промывка скважин, осложненных осыпями, кавернами
и желобами, перед спуском обсадных колонн.
Учитывая важность максимально возможной очистки ствола
от частиц породы, в том числе и находящихся в кавернах, необ-
ходимо технически грамотно промывать скважину. Основным
принципом при промывке должно являться обеспечение макси-
мально возможной подачи Q независимо от глубины располо-
жения башмака бурильной колонны. Причиной ограничения Q
может быть наличие поглощающих горизонтов или технические
возможности бурового оборудования. И проработку, и шабло-
нирование ствола перед спуском колонны следует рассматривать
как операции, подготовляющие ствол к последующей тщатель-
ной промывке после достижения башмаком бурильной колонны
забоя.
Основные затруднения при промывке приурочены к приза-
бойной зоне, где скапливаются самые крупные частицы и где
из-за высоких гидравлических сопротивлений в стволе трудно
обеспечить большие подачи жидкости, необходимые для извле-
чения этих частиц на поверхность. Поэтому выбор Q должен
быть начат с промывки призабойной зоны. Для обеспечения
промывки надо знать минимальную подачу Qmin, любое превы-
шение которой обеспечит подъем самых крупных частиц вверх.
Для определения Qmm надо знать расчетный диаметр частиц
на забое dp, имеющих максимальную скорость падения. Размер
dp может быть вычислен в результате анализа поднятого шла-
ма. Для этого перед последним рейсом на бурильную колонну
устанавливают не менее двух шламоуловителей. Один располо-
жен в призабойной зоне, другой — в средней части бурильной
колонны. Извлеченный шлам промывают водой и рассеивают на
почвенных ситах по фракциям [40]. Несколько частиц помещают
в мерный цилиндр с водой и по общему объему вытесненной
жидкости Wo и количеству частиц п находят средний объем
одной частицы фракции крупного шлама
Wp = W0/n. (II 1.31)
Для определения расчетного размера шлама берется базис-
ная фракция, частицы которой имеет объем Wp, максимально
приближающийся к
«7Р = 0,065 (Dc — dT)3.
(III.32)
74
Рассчитывается параметр формы 6 частиц базисной фракции:
5 = VPp/0,523 (dCp.c)3, (Ш.ЗЗ)
где
dcp.c = (Da -Н ВЯ|)2.
Здесь £>я — диаметр ячеек почвенного сита, на котором отоб-
рана базисная фракция; Da\ — диаметр ячеек смежного сита,
через которое базисная фракция прошла.
Для ориентировочных расчетов можно принимать: 5 = 0,14-
4-0,2—шлам в виде тонких пластинок; 6 = 0,54-0,6 — шлам уг-
ловатый объемной формы.
Для определения расчетного диаметра частиц породы, зна-
чение которого dp соответствует диаметру частиц, имеющих мак-
симальную скорость падения, необходимо исследовать на макси-
мум выражения (III. 5) и (III. 6). В результате получим
dp =-- 0,27 (0,86 + 6) (Z?c — dT); (III.34)
для наклонных скважин с зенитным углом а=12°
</р.н = 0,085 (1,41 + 6) (£>с — а!т). (III.35)
В расчетах Dc берется равным диаметру участка ствола, от
промывки которого зависит качество изоляционных работ. Во
всех случаях при определении dp необходимо руководствоваться
следующими рекомендациями с точки зрения возможности про-
хождения частиц в кольцевом пространстве:
а) с/р<£)д—dM — при подготовке скважины к спуску обсад-
ной колонны с обязательным вращением бурильной колонны;
б) аф<0,5(£)д—<УМ)—при промывке перед цементированием
(£)д — диаметр долота).
Если при расчетах по формулам (III. 34) и (III. 35) dp ока-
жется больше указанных значений, в расчетах dp необходимо
брать соответственно равным (£>д—dM) или 0,5(£>д—dM).
По зависимостям (Ш.4) и (III. 5), но без учета влияния
вращения труб определяются скорости падения частиц расчет-
ных размеров:
для вертикальных скважин
щ = [28,5 (0,86 + 6) - 35 -^dp .-1 Уdp (Р1Р — 1); (II 1.36)
для наклонных скважин с зенитным углом а=12°
f4.H= [29,5 (1,41 +6)-116 ъ-^н. -] /dp.H (Р1 р- 1), (III.37)
| ‘—'С. Cl'f J
где v4 и цч.н — в см/с; dp и dp,H — в см.
Плотность различных пород в г/см3 приведена ниже:
Мрамор, известняк......................................
Доломиты ..............................................
Каменная соль .........................................
2,70—2,73
2,8-2,9
2,17
75
Ангидрит.............................................. . 2,31—2,32
Бентонитовые глины ...................................... 2,0—2,1
Каолиновые глины......................................... 2,5—2,53
Песчаники, алевролиты.................................... 2,6—2,7
Дунит.......................................... . . 3,2
Пироксенит..............................................: 3,1—3,3
Базальт.................................................. 2,6—3,1
Гранит ..... . . ........................... 2,54—2,78
При расчетах берется максимальная плотность,: соответствую-
щая наиболее тяжелым породам базисной фракции. Для уско-
рения расчетов по формулам (III. 36) и (III. 37) в [8] даны
номограммы
При значениях а^12° расчеты следует проводить по обеим
формулам или номограммам, а затем по формуле
Уч.н =--Пч + —1^- a. (III.38)
Максимальная скорость потока (в см/с), при которой ча-
стицы расчетных размеров будут находиться в потоке во взвешен-
ном состоянии;
Ут|п = КпУч.н (III.39)
и соответствующий утщ расход жидкости (в л/с):
Qmin = 0,785 (Oc2-d?) fmin ЮЛ (111.40)
Коэффициент, учитывающий неравномерность распределения
скоростей по сечению потока и размеры частиц [40]
Кп = 0,67 (1 - dT/Dc) -4— . (III.41)
аср. с
Если в расчетах окажется меньше единицы, он принима-
ется равным ей. При подаче Q^Qmin ствол полностью не очи-
щается, даже при очень длительной промывке. При любых зна-
чениях Q> Qmin через промежуток времени t0 ствол будет про-
мыт. Если задаться t;>Umin, то
/0= L/(v-fmin) 0,6, (III.42)
где to — время, мин; L — длина колонны, м; v — скорость по-
тока, см/с.
Если задаться t0, можно решить, пользуясь выражением
(III.42), обратную задачу, т. е. определить сначала скорость
(ц—Umm) подъема самых трудновыносимых частиц породы, за-
тем необходимую среднюю скорость потока и с помощью выра-
жения (III. 40) необходимую подачу насосов.
На величину Q накладывает ограничение или техническая
характеристика оборудования (шланги, насосы и др.), или нали-
чие зон поглощения, т. е. при выборе Q необходимо соблю-
дать условие Qmm^Q^Qnon, где СДОп— допустимая подача.
Желательно, чтобы режим течения при выбранном Q был тур-
булентным.
76
Режим течения жидкости в кольцевом пространстве при
принятом Q определяется по значению обобщенного критерия:
Re*
р у (Dc — dT)
То Шс ^т)
(Ш.43)
6 у г]
Для облегчения определения Re* пользуются номограммой.
Если согласно расчету Re* <1600, то режим течения структур-
ный или переходный и для обеспечения успешного удаления из
скважин частиц с 6 <0,5 необходимо обязательное соблюдение
условия [40]
То
оп
Фр.с S (Pl —Р) (1 +б)
3,23 (0,477/6 + 1) (1 + 0,89 6)
(Ш.44)
вытекающего из (1.4) для частиц в виде диска, где W4/sm = t =
2. Приближенная методика определения подачи жидкости
перед спуском обсадной колонны в ствол, осложненный кавер-
нами и желобами.
Приведенный выше метод определения Q сравнительно сло-
жен из-за необходимости получения информации о фактическом
состоянии зашламленности ствола по результатам отбора шлама
непосредственно в стволе, а также из-за последующего анализа
шлама. Поэтому рекомендуется сначала произвести расчет по
приближенной методике, которая дает завышенные значения Q
(что не всегда приемлемо).
Сущность приближенного метода состоит в том, что расчет
ведется из допущения, что базисный шлам имеет форму правиль-
ных объемных фигур, а следовательно, 6=1.
Сначала определяется расчетный диаметр шлама для верти-
кальных и наклонных скважин по формуле
dp = 0,5 (£)с — dT), (III.45)
а затем находится скорость падения частиц в потоке в наклон-
ной и вертикальной скважинах из зависимости
ЦЧ = 25 V(Dc-dT) (Р1/Р- 1). (III.46)
Последовательность остальных расчетов остается прежней
(по зависимостям, приведенным в точной методике). Во всех
случаях в формулы вместо dcp.c следует подставлять dp, опреде-
ленное из выражения (III. 45). Если в результате расчетов ока-
жется, что <2пип<Фдоп, то при данном Q>Qmin за время /0 ствол
будет успешно подготовлен к последующим работам. Если же
<2min>Сдои, то необходимо провести расчет по точной методике.
3. Промывка ствола при ограниченной подаче.
В этом случае подразумевается, что допустимая подача Q.IOn
незначительно превышает Qmm, а следовательно, время про-
мывки может оказаться очень большим, что неприемлемо.
77
Допустим, что кавернозный интервал диаметром Dc находит-
ся в нижней части цементируемого участка на глубине Lo. По
зависимости (III. 42) определим продолжительность промывки
скважины при значениях г»доп (соответствующих подаче <ЗДОп),
близких к Отт для кавернозного интервала:
(Чдоп —^min) 0,6
Продолжительность промывки выявляется из возможности
увеличения фдоп до значений Q[>QJIon с глубины
Найдем продолжительность (в мин) ступенчатой промывки
для интервала Lo—Lt исходя из недопущения повторного за-
грязнения интервала вследствие осаждения шлама во время
извлечения из скважины бурильной колонны длиной La—
[(/-О — ^-i) + 50] IT + п С
пр'° ~ (Чдоп — ^min) 6о
(111.47)
где ич.п — максимальная скорость осаждения в покоящейся
жидкости частиц горной породы в скважине, см/с; tu — затра-
ты времени на подъем из скважины колонны длиной —Lj, с.
Из (III.6) определим ич.п. Максимальную скорость паде-
ния имеют частицы, размер которых определяется из выражения
(III.20). При расчете пч.п необходимо брать значение Dc выше-
лежащего интервала L|, т. е. Dc = Dcl.
Вычислим затраты времени на промывку со средней ско-
ростью и,, соответствующей остального участка скважины
диаметром De и длиной при значениях u'min для рассматрива-
емогс интервала
/пр “
(II 1.48)
Общая продолжительность промывки
=- Лф.о + ^пр • (III.49)
Если (oi>^o2, рекомендуется промывку осуществлять со сту-
пенчатым изменением подачи.
Рассмотрим случай, когда в скважине глубиной LQ каверноз-
ный интервал со средним диаметром Dc находится на глубине
Li и выше. С этой глубины подача может быть увеличена до зна-
чений фдоп! > Qmim, т. е. будут обеспечены требования качествен-
ной очистки кавернозного интервала.
Так как промывка ствола диаметром Dc в интервале Lo—L\
может вестись лишь при Qmin> <3допо> Qmino, то при промывке
этого интервала каверны в достаточной мере промываться не
будут. Определим продолжительность (в мин) промывки интер-
вала Z.Q' 2.1:
* I (/-о — И) + 50] ГО2 4- v4 п| /п
*пр. о = - “~ТТ ,
Т'доп 0 ymin о)
78
где v4.ni—максимальная скорость падения частиц в покоящей-
ся жидкости в интервале 0—Л; цт1п0—минимальная скорость
потока в интервале Lo—Li.
Продолжительность промывки интервала 0—Li
t __________________ _______М________
ПрЛ °-6 (цдоп 1 - ymin 1) ’
где Umini—минимальная скорость потока в интервале 0—L,.
Общее время промывки ствола
id = /пр. 1 4~ /пр.о •
4. Промывка скважин с устойчивыми стенками.
Если ствол скважины устойчив, то рассчитывать промывку
следует исходя из максимально возможных размеров частиц по-
роды, образующихся на забое при бурении.
Расчетный диаметр частиц определяется в этом случае из
зависимости (Ю. С. Лопатин, Б. С. Филатов)
= 0,56 У (tz — bt) lz , (Ш.50)
где ti — шаг зубьев венцов, образующих рейку на забое; bt —
ширина площади затупления зубьев; lz— длина зубьев, обра-
зующих рейку.
Остальной расчет аналогичен изложенному в пп. 1 и 2.
5. Промывка скважин в процессе спуска обсадных колонн и
после него.
/Промывка в процессе спуска обсадной колонны и после не-
го является обязательной. Особенности промывки после спуска
обсадной колонны заключаются в следующем:
а) ствол очищается от обломков породы, образовавшихся
при спуске колонны и не извлеченных из каверн и желобов пе-
ред спуском обсадной колонны;
б) очень малые кольцевые зазоры и, как правило, практи-
ческое отсутствие возможности вращения обсадной колонны;
в) ствол скважины не может быть очищен при наличии
центраторов от частиц размером более (Од—dM)/2. , у
Следовательно, если ствол до спуска колонны был плохо
промыт, то очистить его после спуска колонны даже при про-
должительной промывке затруднительно. Своевременное уда-
ление обломков из ствола скважин значительно снижает воз-
можность гидроразрывов и поглощений в процессе спуска и
цементирования обсадных колонн и повышает качество изоля-
ции затрубного пространства.
Количество промежуточных промывок определяется кон-
кретно в каждом районе в зависимости от геолого-технических
условий.
Подача и продолжительность промывки выбираются соглас-
но методике, изложенной в пп. 1 и 2. Продолжительность каждой
промывки определяется из условия полного выноса из условия
79
полного выноса шлама на поверхность при каждой промывке.
Выбор режима промывок при спуске хвостовиков или сек-
гий обсадных колонн аналогичен выбору режима при спуске
обсадных колонн. Число промывок при спуске долота для под-
готовки интервала к установке хвостовика должно быть не ме-
нее двух. Первая промывка производится для выравнивания па-
раметров промывочной жидкости при достижении башмаком
хвостовика башмака предыдущей колонны. Промежуточные
промывки должны обеспечить полное удаление шлама из от-
крытого интервала ствола. Продолжительность последней (пос-
ле доспуска хвостовика) промывки определяется необходимо-
стью полного выноса шлама из скважины. Время промывки пос-
ле спуска секций колонны, расположенных в обсаженном ин-
тервале скважины, выбирается из необходимости обеспечения
выравнивания параметров промывочной жидкости.
Повышение качества промывки при подготовке ствола
к цементированию [8]
Качество цементирования наклонных скважин прежде
всего зависит не от промывки после спуска, так как хорошую
очистку вначале практически нельзя осуществить, а от промыв-
ки до спуска колонны. Особенно важна очистка каверн и жело-
бов от скоплений обломков горной породы. Основными меро-
приятиями, способствующими необходимой подготовке ствола,
являются промывка при форсированном режиме работы насо-
сов, направление струй потока в каверны и желоба, примене-
ние маловязких промывочных жидкостей, обеспечивающих тур-
булентный режим потока, осевое перемещение бурильной ко-
лонны.
При больших подачах насоса в процессе промывки каверн
можно получить эффект гораздо ниже ожидаемого. Это связа-
но со слипанием частиц друг с другом. Разрушить такие конгло-
мераты частиц можно лишь путем направления на них потока.
Перспективным является применение при проработках тур-
бобуров. Высокая скорость вращения долота при малых нагруз-
ках позволит значительно улучшить промывку ствола, так как
получаются большие значения нормальных составляющих по-
тока. Значительно возрастают и касательные напряжения на
стенках скважины за счет сложения касательных напряжений
т осевого потока с ^.обусловленных его вращением. Однако
при необходимости обеспечения больших подач затрудняется
применение серийных турбобуров вследствие ограниченности
предельно допускаемых давлений насосов. Поэтому весьма пер-
спективно использование турбобуров с полым валом, поскольку
нагрузка на долото не выбирается из условия максимальной
загрузки турбобура. Р. Ф. Ухановым установлена закономер-
ность распределения потока Q промывочной жидкости в рас-
80
сматриваемой конструкции турбобура через турбину Qc и по-
лый вал:
qc = Q (14-4 ]/—V (Ш.51)
\ Г Нш /
где dm — диаметр штуцера на валу, см; Ар — параметр, харак-
теризующий турбину данного турбобура; — коэффициент,
зависящий от формы входной части штуцера.
Естественно, что по мере увеличения длины труб при прора-
ботке скважины при Q = const и Qc = const давление нагнетания
рн будет расти, но всегда должно соблюдаться соотношение
Рн-доп>Рн. Достичь этого можно:
а) снижая общую подачу Q,сохраняя Qc без изменения пу-
тем уменьшения dm; это ведет к ухудшению очистки скважины,
но мощность турбины будет оставаться прежней;
б) снижая Qc путем увеличения диаметра штуцера, выдер-
живая общую подачу Q — const; в связи с этим будут снижать-
ся коэффициент использования забойной мощности потока и
скорость проработки вследствие падения мощности турбобура,
качество промывки ухудшаться не будет;
в) одновременно регулируя Q и Qc, например снижая Q,
изменяя соответственно диаметр штуцера; диаметр штуцера
dm можно определить из выражения (III. 51)
dul = р цш/Лр 'KQc (Q/Qc-i) (III.52)
Зная мощность, необходимую для вращения долота в про-
цессе проработки ствола, можно установить, сколько жидкости
Qc должно быть подведено к турбине турбобура. Исходя из воз-
можности промывки при максимально возможном давлении
Ртах, МОЖНО ЗЭПИСЭТЬ
ртах = [Q2 (Вц -Г Лц/L) 4- (Др + 6Т) Qc] pg, (III.53)
где 5т — коэффициент, учитывающий потери давления в под-
шипниках турбобура.
Из этого уравнения нетрудно рассчитать, задаваясь опреде-
ленными длинами интервалов Li, !_>—L„ L3—L2 и т. д., соответ-
ствующие значения подач Qi, Q2 и т. д. в скважину. Приняв
Ртах несколько ниже (примерно на 0,2 МПа), с учетом пульса-
ций при работе насосов и роста гидравлических сопротивлений
при проработке данного интервала найдем
/) 1 f (Ртах 20) (Др 4- 6Т) Qc р g
Q ~ V (Вц + A^L) Q2C pg
Потери давления в турбобуре pg(от4-ЛР)Qc могут быть
установлены перед его спуском или после подъема. Общие по-
81
тери давления в скважине pg'(B4+X4L) Qc можно найти, зная
давление на нагнетательной линии насоса в процессе промыв-
ки без турбобура при подаче Qc или определяя потери давле-
ния. Найдя Q и убедившись, что Q>QC, можно согласно фор-
муле (III.51) найти диаметр штуцера г/ш. Затем необходимо
на поверхности опробовать турбобур, убедившись, что перепа-
ды в нем при данной подаче Q, наличии выбранного штуцера и
подаче Qc без штуцера (отверстие в валу заглушено) равны.
Таким образом, проработку с использованием турбобура с
полым валом необходимо вести, постепенно уменьшая подачу
жидкости согласно выражению (III. 54) и уменьшая диаметр
штуцера, как только давление на нагнетательной линии насо-
сов достигнет ртах. В работе [40], рассмотрены вопросы запуска
этих турбобуров, описаны опыт их применения и возможность
смены штуцера без подъема инструмента на поверхность.
Можно рекомендовать для проработок также серийные тур-
бобуры с уменьшенным числом секций. Малый вращающий мо-
мент таких турбобуров фактически исключает при проработ-
ках зарезку второго ствола, ц в то же время такой турбобур
обеспечивает интенсивную промывку скважины, в том числе и
при наличии каверн ц желобов.
Для ускорения процессов очистки скважины перед спуском
обсадной колонны путем интенсификации промывки В. И.Ми-
щенко, А. И. Булатовым и Р. Ф. Ухановым разработано устрой-
ство, позволяющее в процессе проработки ствола промывать
кавернозные интервалы [8].
Струя промывочной жидкости через керамические штуцеры
боковой промывки направляется к стенкам и удаляет из каверн
скопившийся шлам. Приспособление устанавливается непосред-
ственно над долотом и при роторном и турбинном способах
проработки рассчитано на передачу при проработке вращающе-
го момента на долото. При посадках инструмента в процессе
спуска, когда требуются интенсивная промывка забоя и разбу-
ривание, пружина сжимается и боковые отверстия со штуцера-
ми закрываются. Это также устраняет размыв стенок при низ-
кой скорости подачи инструмента. Окончательно каверны и же-
лоба промываются в процессе медленного подъема инструмен-
та при его плавном вращении. Промывка осуществляется в те-
чение времени, исключающего опускание частиц ниже промы-
вочного устройства за период подъема инструмента до следую-
щего, вышележащего интервала промывки.
При подготовке ствола под спуск колонны следует обеспе-
чить его промывку хорошо очищенным буровым раствором.
Иначе создаются благоприятные условия для йовторного на-
копления частиц породы в кавернах, а за время спуска обсад-
ной колонны диспергация частиц вызовет значительный рост вяз-
кости и статического напряжения сдвига раствора, что обеспечит
благоприятные условия для образования застойных зон.
82
Особенности течения буровых и тампонажных растворов
в наклонных скважинах [8]
Сложность успешного проведения цементировочных работ
состоит в том, что замещение жидкостей, как правило, проис-
ходит в эксцентричном пространстве. Процесс значительно ос-
ложняется из-за влияния сил гравитации, способствующих пе-
ремешиванию тампонажных материалов. Для решения проб-
лемы вытеснения жидкостей необходимо знать основные зако-
номерности течения одной жидкости в
эксцентричном пространстве наклон-
ных скважин.
Течение вязко-пластичных жидко-
стей с учетом застойных зон рассмат-
ривалось ранее. Определение гидрав-
лических сопротивлений [45] решено
лишь для частичного случая, когда
трубы касаются стенок скважины.
Рассмотрим общий случай когда
труба смещена относительно оси сква-
жины на размер а (рис. 34). Условие
существования застойной зоны в мо-
мент времени t в период стабилизации
течения Q = const можно выразить как
Рис. 34. К определению
угла застойной зоны [8]
Л р' Sn + М»>т' St,
(III.55)
где Др' — перепад давления на эксцентричном участке; sn —
площадь поперечного сечения застойной зоны; 0( — статическое
напряжение сдвига застойной зоны через время /; —теку-
щая площадь соприкосновения потока с боковой поверхностью
застойной зоны; т'—касательные напряжения на поверхности
sT; «т—площадь контакта застойной зоны с твердыми стен-
ками.
После установления течения застойная зона при постоянном
потоке будет иметь постоянные размеры и неизменный угол <рг,
а следовательно, sn—>sn, s>K-^s«, sT->sT (sn , зж, sT — конечные
значения величин sn, sx, sT. Если в начальный момент развития
течения жидкости не соблюдалось условие т'=0{ на поверхности
s' , то оно станет соблюдаться после полной стабилизации тече-
ния и размера угла застойной зоны <р3 с соответствующими sn,
и sT- В результате выражение (III.55) может быть представ-
лено как Ap/9/Sn-|-s®—sT = 0.
Полагая, что боковые поверхности зоны длиной I являются
плоскими и проходящими через границы сектора застойнойзо-
83
ны, определяем с помощью геометрических построений $т,
sn (по данным McLean и др.):
5Ж = 2/ — a2 sin2 ф3 — a cos фз) ; (II 1.56)
sT = 2/ Гфз (/?2 4- Я1) + /?1 arcsin (Ш.57)
L J
sn = фз (/Й Я?) — 7?? arcsin -а s‘ri фз-
— a sin ф3 — а2зт2ф3-------------у- sin 2ф3 . (III.58)
Решая совместно (III. 56) — (III. 58) и (III. 57) и введя без-
размерные величины m=\R2/Ri и a = al(\R2—после преобра-
зований получаем
/ Д р т2 — 1 т -|- 1 \ /1 , 1 Д р \ .
Фз ——------------!-- —---------1-—~ X
\ / 9/ 2 М ) \ М 2 I 0, )
X arcsin [а (т — 1) sin ф3] — -(т — 1) sin ф3^ X
X /1 — а2 (т — I)2 sin2 ф3 — а2 ——sin 2 фа —
2 /0/
---а ~ COS фз + ^ = 0 . (III .59)
Уравнение анализировалось на ЭВМ. Были найдены значе-
ния ф3 при различных фиксированных параметрах \p]lQt,a,m,
R] (рис. 35).
Анализ полученных графиков позволяет сделать следующие
выводы.
1. С увеличением Ap,//0t (рис. 35,а) ф3 падает, причем при
малых значениях \pJlQt рост этого параметра обусловливает
резкое уменьшение угла фэ, при дальнейшем повышении его
угол фЭ уменьшается незначительно.
2. Угол ф3 с ростом \pflQt понижается в меньшей степени тог-
да, когда радиус колонны меньше, а эксцентриситет больше
(рис. 35,а).
3. При малых значениях \p/lQt, а следовательно, при неболь-
ших перепадах Ар, высоких значениях 04 и большой длине экс-
центричного участка угол застойной зоны может быть большим
и достигать 3,14 (рис. 35,а и б). Течения не будет.
4. С ростом а следовательно, и зазора Т?2—Rt угол
застойной зоны резко уменьшается (рис. 35,в).
5. С увеличением радиуса обсадных колонн угол фЭ также
резко уменьшается, когда т мало, и менее резко; когда т имеет
84
большое значение (рис. 35,г). Уменьшение а до 0,9 при данном
Ap/lQt приводит фактически к исчезновению застойной зоны.
6. Уменьшение а от единицы (рис. 35,д) ведет к снижению
угла фэ до нуля. При этом ф3 сначала изменяется незначитель-
но, а затем резко. Угол ф3 уменьшается плавно со снижением а
для случаев, когда радиус обсадной колонны больше. Если ис-
Рис. 35. Зависимость угла застойной зоны <ра от:
а — бр/1в^ ; б — &p/let,a, Rc, в — т-, г — Re, д - а, т, R, и 6pfl6t [8]:
Номер кривой на рисувке Рис. 35,а Рис. 35,6 Рис. 35,в Рис. 35,г Рис. 35,6
т Rt, см а Ri, см а см а т т , см см *
1 1.1 50 0.8 40 0.9 10 1 1.5 1.5 10 51
2 1,1 40 0.8 10 1 10 1 1,1 1,5 40 51
3 1,1 2 10 0,9 40 1 40 0,9 1.5 1.5 10 11
4 50 0.9 10 — — 0,9 1,1 1.5 40 11
5 2 10 — — — — 1,1 10 25
6 — — — — — — 1,1 40 2.5
ходить из данных Б. И. Есьмана и Т. А. Кирия, то застойная,
зона на контакте с жидкостью имеет скругленную форму по
окружностям, касающимся одновременно обеих стенок кольце-
вого зазора, как показано на рис. 36. Для этого случая, прини-
85
мая за исходное уравнение (III. 55) и определяя площади по-
верхностей s;i; и sn, получаем уравнение:
к Р Ri Г (ф3 + а) -2, , — ,
—Га ~ ГРз — — го (" — а) — а (1 — 1/т) .(1 — /0 X
I О/ L
X sin <рэ] — 2 Г<р3 4- -(фз + а)] 2 г0 (- — а) = 0 , (III.60)
j l т J
где
Im X 1 I
\ ---ГХ — cos *Рз /
4 а (т — 1) '
Уравнение решено на ЭВМ. относительно угла фЭ и площади
застойной зоны sn = Sn/n(-/?2—R2i) в функции от безразмерной
величины при различных фиксированных тиа
(рис. 37, 38).
1. С ростом Apll, R2 и снижением 0, значения <р3 и sn умень-
шаются. Причем ф3 и sn падают значительно при увеличении А
в интервале от 10 до 120—150.
Рис. 36. К определению
застойной зоны
Так как 0( при отсутствии движе-
ния глинистого раствора в скважине
может значительно возрастать во вре-
мени, то угол фз может быть весьма
большим. Увеличение градиента дав-
ления при структурном режиме тече-
ния может быть достигнуто в основном
за счет увеличения скорости потока и,
вязкости г], динамического напряже-
ния сдвига то, глинистого раствора, а
при турбулентном режиме в основном
за счет увеличения скорости и плотно-
сти движущейся в кольцевом про-
странстве жидкости.
2. Так как изменение параметров
жидкости, текущей в эксцентричном кольцевом зазоре, может
значительно изменить угол фз, переходя к процессу цементиро-
вания, можно обеспечить максимальное разрушение застойной
зоны за счет соответствующего изменения р, г\, т0 цементного
раствора.
3. При значениях а=1, т. е. когда колонна касается стенок
скважины, разрушить застойную зону гидравлическим путем
практически невозможно. В этом случае эффективными могут быть
только движение и вращение колонны. При значениях а<1 в
определенных условиях застойная зона разрушается и тем пол-
нее, чем меньше а.
4. Увеличение т, а следовательно, при фиксировании радиу-
86
са скважины увеличение размеров кольцевого зазора ведет к
резкому уменьшению угла <р3, особенно при малых значениях
параметра А, а в ряде случаев даже к полному исчезновению
застойной зоны.
5. Если увеличивать плотность движущейся в кольцевом зазо-
ре жидкости, то на застойную зону станут дополнительно дейст-
вовать силы гравитации. В этом случае параметр А с определен-
ными допущениями можно записать в виде
А = [\р/1 + g (pi — р2) cosip] , (III.61)
где ф— угол наклона рассматриваемого участка скважины к
вертикали; рц, рг — плотность жидкости, соответственно движу-
щейся в кольцевом пространстве и находящейся в застойной
зоне.
Тогда условие р, — р2>0 является положительным фактором
для повышения качества цементирования. Чем меньше значе-
ние Ap/Z по сравнению с разностью р,—р2, что возможно при
низких расходах жидкостей, тем выше влияние на разрушение
застойной зоны гравитационного фактора.
6. Приведенные на рис. 37 и 38 графики позволяют устано-
Рис. 37. Зависимосто <р3 = [(А):
/ —а=1; 11— а —0,9
Номер кривой на
рисунке......... 1 2 3
1/т............... 0,5 0,7 0,9
Рис. 38. Зависимость sn =
= f(A). Обозначения те же,
что на рис. 37
вить размеры застойных зон и наметить конкретные меры для
их устранения. Для этого необходимо предварительно рассчи-
тать значение Лр/i в кольцевом пространстве или по известным
формулам или, что, видимо, точнее, вычесть из общих фактичес-
ких потерь в скважине гидравлические потери в трубах, опреде-
ляемые с достаточной точностью из соответствующих справоч-
ников.
87
Значение эксцентриситета а должно приниматься в расчетах
исходя из центрирующей способности центраторов
В [8] поставлена задача получить общее решение для оп-
ределения гидравлических потерь. При этом исходили из того,
что эксцентричное кольцевое пространство можно представить
в виде бесконечного числа малых секторов, дуги в которых счи-
таются концентричными (рис. 39).
Общий расход в кольцевом пространстве QB при данном
Рис. 39. К определению перепада
давления в эксцентричном коль-
цевом пространстве
Рис. 40. Зависимость Q = f(Ap) [8]:
Номер кривой на
рисунке.......... 1 2 3
а............... 1,0 0,7 0,5
градиенте давления Др// можно представить в виде суммы эле-
ментарных расходов в каждом секторе dQ3:
d Q3 = цс d s.
(III.62)
Но
ds = (R2 — /?t) dl = (R2—RT) Rd<p~ (R2—Rt) d<f, (III.63)
где Rt — расстояние от центра наружной окружности до внут-
ренней, зависящее от угла <р (рис. 39).
Среднюю по всему сектору скорость ис можно выразить, ис-
пользуя формулу А. X. Мирзаджанзаде, М. К. Сеид-Рза:
' — <2
Л(Р^ —/?2)
1 RT (Rz — RtY
6 Ч (Т?2 Rt)
А Р
I
88
3
1----------
2
A Po J_
Др 2
& Pp
Д р3
(111.64)
где Ар — перепад давления, при котором вязко-пластичная жид-
кость начинает течь; RT<^ Rt + a cosip ,[28].
Подставив ds и vc из формул (III.63) и (III.64) в выражение
(111.62), получим расход в любом секторе эксцентричного коль-
цевого зазора с углом при вершине <р2 — ф‘-
1 Др/ 3 Д ро 1
Q3 =--------- 1----------— + -
12 / т] \ 2 Др 2
A Pg \ <?’
Д р3 / J
Д р
X (1?2 — А?! — a cos ср)3 d ср . (III.65)
Если известен угол застойной зоны ф3, то с учетом симметрии
потока относительно направления оси 00"
можно записать
Q. = ±
Ф1
выражение (III.65)
После
получим
где
в виде
Др/ 3
—- 1------
I г; \ 2
Д р] 1 я
' ч3
X (R1 + a cos ф) (R2 — Ri — a cos ф) d ф .
интегрирования и соответствующих преобразований
Д Ро , 1
Др ‘ 2
Q3 =
Др Г —
(tn — I)3 ^(- — ф3) а (4 — т) sin ф3 —
6 rj
----— а2 (2 — tri) si п2 фа + — а2 (2 — т) (- — ф3) +
4 2
1 \ 3 —
sin фз------sin3 фз--------а4
3 /8
(т — 1) [ '- sin 2ф3 —— sin 4ф3'1
\ 4 32 /
(4-
а4
Д ри
Д р
3
А Ро 1
Л р Г 2
При вязкой жидкости фз = 0, )(Др0/Ар) = 1
в виде
я R4. Д р
Q, =------!------
6 р. I
Если R2lRt~i, то
3 -
(т— I)3 1 + — аа(2—т)—
(m — 1) (я — фз) -4
HJLAJ (Ш.66)
\ Д р !
А Рр
Д р’
(III.66) перепишем
3 -
та4(/п-1) .(II 1.67)
О
Ri X - 2/?j и Ьр/1 =-------------------llEc L
89
т. е. получим выражение (Р. Ф. Уханов) для течения вязкой
жидкости в малом кольцевом зазоре.
Если то близко к нулю, то (III.67) может быть использовано
для вычислений при течении вязко-пластичных жидкостей в
эксцентричных кольцевых зазорах, так как в этом случае <р3~0.
При а = 0 из формулы (III.67) получим зависимость Воларови-
ча — Гуткина для течения вязко-пластичной жидкости в концент-
ричном кольцевом зазоре.
Зная величину ~Ар11, по данным предыдущего параграфа,
можно определить угол <р3, а зная последний из зависимости
(III.66), — найти возможный расход О?.
Более важна задача определения градиента давления при
течении вязко-пластичной жидкости в эксцентричном канале при
заданном Q3. Решение возможно, поскольку имеется система
двух уравнений (III.66) и (III.60) с двумя неизвестными Др//
и фз-
Результаты расчета на ЭВМ безразмерного расхода Q = Q/Qo/
где Qo= (ДроР*)/(6/т]), при структурном режиме течения жид-
костей в условиях возможного существования застойных зон в
эксцентричном кольцевом зазоре в зависимости от безразмер-
ного перепада Др=Др/Др0 представлены на рис. 40. Как следует
из расчетов, с уменьшением т влияние эксцентриситета на рас-
ход и перепад давления сильно возрастает. При незначительном
увеличении расхода и малых т резко увеличивается перепад
давления, особенно при малых значениях а.
Для эксцентричного кольцевого зазора Др0 должно опреде-
ляться из выражения:
Д р0 = т0 1/R
г max > (111.68)
где /?гтах — максимальный гидравлический радиус эксцентрич-
ного кольцевого пространства.
Приняв форму застойной зоны такой, как показано на рис.
37, и определив периметр смачивания Р потока и площадь его
сечения sn из геометрических построений, получим выражение
для гидравлического радиуса:
7?г =
Р2| « (1—l/m* 2+r§)—<Рз (1— —,'l+a а(1 —— )(1—r(l) sin ф31
__ I “ \ тг ' т- ) \ т J
0 I а (1 — 1/т) (я — а) sin ф3 1
2 |_л-ф3 (I -Н 1/т) + --------------------]
(III.69)
Исслед'уя это выражение на максимум, можно получить в
каждом конкретном случае Afrmax в зависимости от т и а. Ана-
литические исследования выражения (Ш.59) с помощью ЭВМ
ПОЗВОЛИЛИ ПОЛуЧИТЬ Выражения ДЛЯ Определения /?гтах И фзтахВ
каждом конкретном случае:
«0
/?гшах = 0,293 — 0,071 а Ч
0,054
+ 0,011 а1
т
0,37
т2
+ 0,84 а т ;
max = 0,456 а - 0,116 + - 0,024 а2 + °-^ + °^ . (111.70)
Зависимость (III.64) дает возможность выразить закон рас-
пределения средней по радиусу скорости vc в различных сече-
ниях эксцентричного кольцевого пространства.
Графическая зависимость vc =Ц<р, т) при фиксированных
значениях эксцентриситета, градиента давления и вязкости нью-
тоновской жидкости показана на рис. 41. Степень неравномер-
Рис. 41. Зависимость среднерадиальной
скорости от угла ;<р [8]:
Номер кривой на
рисунке . ... 1 2 3 4 5 6 7
т.........., .1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1
Рис. 42. Зависимость /. = f (Re*) для буровых
(глинистых) растворов:
/ — концентричное положение труб; 2, 3, 4, 5 —
глинистый раствор Соответственно № 1, 2, 3, 4; 6 —
кривая А — 96/Rc*; 7, 3 — турбулентный режим, эк-
сцентричное положение труб; I — концентричное по-
ложение труб; //-эксцентричное положение труб
ности потока с увеличением отношения R21R1 значительно воз-
растает, что способствует неполному замещению одной жид-
кости другой.
91
Вопросами течения вязко-пластичных жидкостей в условиях
эксцентричного расположения обсадной колонны занимались
ученые: М. П. Гулизаде, Ф. А. Шихалиев, М. Н. Махмудов, А. А.
Мовсумов, М. Г, Миннигазимов, А. И. Булатов, М. О. Ашрафь-
ян, Р. Ф. Уханов и др. Однако этим исследованиям уделялось
недостаточно внимания, особенно экспериментальным.
Закономерности течения вязко-пластичных жидкостей в экс-
центричном кольцевом канале изучали на специальной уста-
новке. Она состояла из стеклянной трубы с внутренним диа-
метром 56 мм и длиной 18. Внутрь трубы для создания кольце-
вого пространства вставлялась колонна труб из нержавеющей
стали диаметром 39,8 мм. Конструкция установки позволяла про-
водить исследования в концентричном и эксцентричном прост-
ранствах при a=li[8];.
Глинистый раствор из емкости снизу вверх прокачивался
через кольцевое пространство центробежным насосом 4К-6 и
возвращался вниз по сточной трубе. Подача регулировалась с
помощью байпаса или дросселя. В процессе экспериментов од-
новременно замеряли расход жидкости и соответствующий ему
перепад давления. Расход жидкости Q замеряли объемным спо-
собом с точностью до 1%. Перепад давления Ар на рабочем
участке длиной 690 см определяли дифференциальным маномет-
ром ДТ-150, заполненным четыреххлористым углеродом, с точ-
ностью до 1 %.
Реологические параметры растворов (ц, т0.) замеряли рота-
ционным вискозиметром «Реотест-2», статическое напряжение
сдвига — прибором СНС-2, а плотность — пикнометром. Все
реологические параметры замеряли при температуре опыта.
Эксперименты проводили с применением глинистых раство-
ров, параметры которых даны в табл. 14.
Таблица 14
.Номер раство- ра Плотность, г/см3 Предельное динами- ческое напряжение сдвига, Па Структурная вязкость, Па-с Статическое напря- жение сдвига черев 1/10 мин, Па
1 1,06 15,0 0,005)7 7,3/10,3
2 1.037 1.87 0,0038 1,4/3.8
3 1,06 0,90 0,0030 1,2/2,3
4 1,04 2,0 0,0065 0/0,4
По полученным экспериментальным данным строили графи-
ческие зависимости X = f(Re*), приведенные на рис. 42. При
построении зависимости экспериментальные данные обрабаты-
вали с применением метода наименьших квадратов. Значения
коэффициентов корреляционного отношения для кривых были
в основном выше 0,7.
При структурном режиме течения и концентричном кольце-
вом пространстве наблюдается хорошее совпадение зависимо-
9«
стей X=f(Re*) для глинистых растворов с различными реоло-
гическими параметрами. При движении же растворов в эксцен-
тричном кольцевом пространстве видно отклонение X=f(Re*)
от известной зависимости X = 98/Re*. Если представить послед-
нюю в общем виде как %=C/Re*, то в результате ее логарифми-
рования получим lgz. = lgC—IgRe* (рис. 42).
Из сопоставления графиков этой зависимости и линий 2, 3,
4, 5 следует, что при течении в эксцентричном кольцевом за-
зоре изменяется не только значение С, но и показатель при
Re*. Такое отклонение можно объяснить наличием в эксцен-
тричном пространстве застойной зоны, наблюдавшейся в экспе-
риментах. Размеры ее тес-
но связаны с величиной
статического напряжения
сдвига (СНС) раствора.
С изменением скорости
течения размер застойной
зоны менялся, а это влек-
ло за собой и соответст-
вующие изменения гид-
равлического диаметра. В
результате этого можно
ожидать значительное
превышение фактических
значений Re* над расчет-
ными вследствие больших
фактических значений
средней скорости. В це-
лом создаются условия
для возникновения ран-
ней турбулентности в экс-
центричном зазоре и для
Рис. 43. Зависимость (X Re*)3/96 = f (Re*)
для бурового (глинистого) раствора
(см. табл. 14):
1 — № I; 2, 3 — № 4; 4 — № 3; .5 — № 2 (эксцен-
тричное положение труб)
затяжного перехода в турбулентный режим по всему поперечно-
му сечению, что и наблюдалось в процессе экспериментов.
Из полученных данных следует, что в области структурного
течения при одинаковых расчетных числах Рейнольдса эксцен-
триситет в одних случаях (рис. 42, кривые 3,4) значительно
уменьшает коэффициент гидравлических сопротивлений X, что,
видимо, связано с формированием такой застойной зоны, при
которой гидравлический диаметр D, а следовательно, и Re*
будут значительно больше, чем при ее отсутствии. В других
случаях, например при структурном течении раствора № 1, име-
ющего большие значения СНС, эксцентричное расположение
колонны практически не влияет на коэффициент X, что можно
объяснить наличием очень большой и трудноразмываемой по-
током застойной зоны, практически не изменяющейся с ростом
Re* вследствие увеличения скорости течения.
9в
В турбулентной области влияние эксцентриситета на вели-
чину X практически исчезает. Значение X почти такое же, как
и при концентричном расположении колонны. Некоторое разли-
чие может быть обьяснено существованием неразмытой застой-
ной зоны, значительно завышающей скорости течения жидкости
по сравнению с расчетным значением и.
Для выявления критических значений чисел Рейнольдса
были построены зависимости (рис. 43) вида
(1Ке*)э/(Це*)т f (Re*),
где (XRe*)0— данные, полученные из эксперимента;
(XR‘e*)T —
величина, известная из теоретических и экспериментальных ис-
следований для структурного течения в концентричном прост-
ранстве при Щ<2,
(XRe*) =98 (Б. И. Есь-
ман, С. М. Кулиев).
Такая методика обра-
ботки позволила четко
установить момент пере-
хода от структурного те-
чения к турбулентному.
Рис. 45. Зависимость ReKP =
= f(a) Для течения воды в
эксцентричном кольцевом
пространстве:
1 — данные М. Г. Миннигази-
мова [601; 2~ данные [8]
Рис. 44. Зависимость XRe/96 = f (Re) для
течения воды:
/, 2, 4, 5 —данные из работы М. Г. Миннигазимова;
_ 3, 6 — данные из работы [8]:
/ - д = 0,1/т = 0,537 (0 = 50,23 м, d т = 31,95 мм);
2—~а = 1/т = 0,657; _ 3 —~а = 0,1/т = 0,7; 4 - aj=
= 0,1//п = 0,637; 5 — о=0,329, 1/т=0.637; 6 ~ а =
= 1,1/т = 0,7
Из анализа полученных графических зависимостей следует,
что при движении в концентричном кольцевом пространстве
всех растворов R'2Kp =1600. В эксцентричном кольцевом зазоре
значения ReKp для растворов с различными реологическими
параметрами не равны даже при одинаковой геометрии коль-
цевого пространства. Так, для раствора № 1 (число Хедстрема
Не= 143-103) влияние эксцентриситета на величину Re К’Р мень-
ше: если при концентричном положении колонны ReKP=1600,
94
то при эксцентричном ReKp = 1075. Для растворов №2, 3, 4числа
Не отличаются между собой незначительно и сравнительно малы
(Не2 = 40,9-103; Не3 = 30,3 - 103; Не4= 14-103), а значение Re^p =
= 900—970.
Были также проведены исследования с применением воды,
а результаты обработаны по описанной выше методике (рис. 44
и 45). Как видно из рисунков, принятая для определения кри-
тических чисел ReKp методика позволяет четко устанавливать
момент возникновения турбулизации в потоке. Согласно полу-
ченным данным, ReKp для воды (рис. 44) оказался несколько
выше, чем в работе М. Г. Миннигазимова, что, вероятно, связа-
но с различной точностью исследований.
О критическом числе Рейнольдса при течении в
эксцентричном пространстве [8]
В каналах треугольного сечения, имеющих очень острые
углы, турбулизация возникает сначала в самой широкой части
канала, а с увеличением числа Re зона турбулизации постепен-
но внедряется в пространство, ограниченное острым углом. Не-
смотря на то что здесь числа
Re>8000, ;влияние сил вяз-
кости превалирует над силами
инерции. Характерно, что тур-
булизация возникает в этих
каналах при числах Re, зна-
чительно меньших, чем для ок-
руглых каналов. Например,
турбулентный режим наблю-
дался при Re ==500, а при
Re=1000 в 40% площади се-
чения треугольного канала
Рис. 46. К определению режима
течения в эксцентричной щели. Виды
сечений каналов:
Я — прямоугольный; В и С — треугольный;
D — развернутое эксцентричное кольце-
вое пространство; Е — эксцентричное
кольцевое пространство
режим оставался ламинарным. Это связано, очевидно, с уточ-
нением, у стенок вязкого пограничного слоя и с проникновени-
ем турбулентной зоны в пространство, ограниченное острыми
углами.
Для уяснения сути явления ранней турбулизации определим
гидравлические диаметры D плоской щели большой ширины b
95
и остроугольного треугольника (рис. 46) при условии Ь~^>а. Эти
фигуры взяты из предложения, что течение в концентричном,
кольцевом пространстве при т<4,7 может с большой точностью
аппроксимироваться течением в плоской щели, а в эксцентричном
кольцевом зазоре — течением в канале с поперечным сечением,
показаным на рис. 46, D, которое при малых значениях а по
площади эквивалентно фигуре, показанной на рис. 46, С. По-
лагая, что поперечное сечение потока такое же, как и показан-
ных фигур, получаем следующие уравнения:
„ 4аЬ н.п 4 а ~ /7 •
А ~ 2 (а + 6) ~ й ’ В 2 (а + b) + V а2 Щ Ь2
2 b + 2 V й» 4- Ь2
Значения D соответствующих фигур А, В, и С (рис. 46) тем
точнее, чем больше значение b йо сравнению с величиной а.
Таким образом, Re при прочих равных условиях в вытянутом
прямоугольнике практически не зависит от Ь, а зависит от уд-
военного зазора между длинными сторонами, а в треугольниках
типа В и С определяется в основном значением а максимально-
го удаления сторон, образующих наименьший угол. Сказанное
тем точнее, чем меньше расстояние между сторонами а по срав-
нению с длиной этих сторон.
Применительно к скважинам а в 6—34 раза меньше суммар-
ной длины окружностей эксцентричного зазора при полном
эксцентриситете колонны (а=1). При это значение еще
больше.
Если представить эксцентричный кольцевой зазор, состоя-
щий из бесконечного множества концентричных секторов, как
показано на рис. 39, с радиусами /?2 и Rn, то в каждом секторе
возникновение турбулизации будет определяться размером
Л?2—Rt. Согласно исследованиям течений в треугольных кана-
лах турбулизация должна возникать сначала в самой широкой
части эксцентричного кольцевого зазора, а затем перемещаться
в более узкие части, поскольку фактические числа Рейнольдса,
характеризующие уровень отношения сил инерции к силам вяз-
кости в секторах с большим расстоянием между дугами, будут
значительно выше. Таким образом, для выявления потери ус-
тойчивости течения число Re1 в каждом секторе следует опреде-
лять из зависимости
Re' = . (111.71)
V
Как показано выше, RT = R]4-acos<p. Так как для самой ши-
рокой части зазора ср = л, a a = R2— 7?ь то R2—RT = 2(R2—Ri).
Следовательно, выражение (III. 71) показывает, что число Ре1
при существующих расчетах для эксцентричных щелей не учи-
96
тывает несоосность окружностей и равно Re для концентрич-
ных каналов, п'оскольку выражение 2(Д2—Ri) есть гидравли-
ческий диаметр D кольцевого зазора.
С учетом геометрического сходства между эксцентричным
кольцевым зазором при a=a[(Rz—RJ = 1 и остроугольным
треугольником и при использовании экспериментальных дан-
ных были рассчитаны числа ReKp согласно выражению (III. 71).
Однако вместо R2—Rt подставляли кратчайшие расстояния
между образующими острый угол сторонами в тех местах сече-
ния равнобедренного треугольника, куда проникла при увеличе-
нии средней скорости потока зона турбулентности. Результаты
: 0,С6 0,07 0,10 0,12
1850 1850 1980 2100
: 0,20 0,425 0,45 0,60 0,67
2200 1870 1980 1710 1540
значений RCkp по различным сечениям
расчета приведены ниже.
xfb.................:
Re '................:
кр
х[Ь.................:
Re кр
Диапазон расчетных
довольно узок, в то время как число Re, рассчитанное по гид-
равлическому диаметру в треугольном канале, изменялось от О
до 8000, причем зона турбулентности возникла в нем при ReKP =
= 500 и с увеличением Re>500 постоянно расширялась. Сред-
нее значение ReKP, согласно приведенным выше данным, при-
мерно 1900, т. е. оно близко к критическим числам для каналов
округлой формы.
Можно полагать, что имеющиеся расхождения в значениях
Re кр связаны не только с точностью экспериментов и их обра-
ботки, но и с тем, что в зависимости (III.71) не учитывается
градиент скоростей в направлении от вершины к основанию
треугольника. Возможно, что, кроме размера раскрытости щели
а, другой причиной возникновения ранней турбулентности яв-
ляется повышенная скорость течения в расширенной части се-
чения. Это же допущение будет справедливо и для эксцентрич-
ной кольцевой щели.
Подставляя в выражение (III.64) значение RT при <р=л
для вязкой жидкости, после преобразования получаем
1 А р
6 /
Ус max
[1 _а (m- 1)] /?2 (m- I)2 (1 Ща)2
и т2 [т + 1 — а (т — 1) ]
(Ш.72)
С учетом формулы (III.72) выражение (III.71) для опреде-
ления значения Re3 в эксцентричном зазоре представится как
D Лр [1 —~а (m—1)] /?2 (m_1P (1 + а)2
Rc3 — ---- --------------------. (II 1.73)
6 v / ц т2 [т + 1 — а (т — 1)]
При а = 0 из уравнения (III.73) получим известное выраже-
ние для ReK, применяемое для определения режима течения, ког-
4 Зак. 258
97
да эксцентричное положение труб в скважине не учитывается,
и на основании которого производятся гидравлические расчеты.
Разделив Re3 на ReK, найдем
_ [1 — Д (/и — 1)1 (1 + a)2 (m+ 1)
d I 1 ~~ ( «л • (II 1.74)
ReK т 1 — а (т — 1) ' ’
Анализ показывает, что Re3 всегда больше ReK, особенно при
1,1 1,7, характерных для условий цементирования. С
уменьшением а значение Re3/ReK стремится к единице. На
рис. 47 изображены графики Re3/ReK=/(a, m). При а=1 имеем
Re3/ReK = 2 (2 — т) (т. + 1). (III.75)
При крайних значениях ;«=1,1 и т=\,1 Re3/ReK соответст-
венно равно 3,8 и 1,62. Для проверки справедливости получен-
ной зависимости сопоставим критические значения, определен-
ные из зависимости (III.74), и ReKJtp, полученные эксперимещ
тальным путем. ReKHp принимают равным известным значениям
ReHp=1600, соответствующим возникновению турбулизации в
концентричных каналах, поскольку расширенная зона эксцент-
ричного зазора, где вначале возникает турбулизация, при малых
Таблица 15
Критические числа Рейнольдса
По данным М. Г. Миинигазнмова | Данные авторов
Значения ll/m=0,637 | 1/т =0,7
а
0 | 0,329 | 0,657 | 1 0 1
Эксперименталь- 1700 1400 1000 900 1800 1000
ные
Расчетные по вы- ражению (III. 74) 1600 1100 850 750 1600 650
98
значениях tn подобна сектору с концентричными дугами. Рас-
четы произведены на основании данных М. Г. Миннигазимова и
наших данных (табл. 15).
Из табл. 15 следует, что расчетные данные несколько ниже
значений ReK.Kp, полученных экспериментально, хотя в целом
результаты близки.
Таким образом, возникновение турбулизации в эксцентрич-
ном пространстве зависит не только от эксцентриситета, но и от
значения т.
Для того чтобы обеспечить турбулентное течение по всему эк-
сцентричному кольцевому пространству, предлагается следующая
приближенная методика. Сначала, задавая ReKp = 1600—1800, для
самой узкой части кольцевого зазора определяем из выра-
жения (III.71) скорость исты, а зная последнюю и используя
выражение (III.64) при Дро = О и при <р = 0, находим необходи-
мый перепад давления Др.
При течении вязко-пластичной жидкости в эксцентричном
пространстве для создания турбулизации достаточно обеспе-
чить в самой широкой части сечения скорость vc max > икр , где
г'кр = сУто/р. Величина с зависит от числа Не и определяется сог-
ласно [54].
Так как vc max > v, величина vc max определяется из зависи-
мости (III.64), где Др рассчитывается также с учетом воз-
можного существования застойной зоны при данном Q3, полу-
ченном из выражения (III.66). Rea > ReK , а следовательно, й
турбулизация в эксцентричном пространстве наступит раньше,
чем в концентричном при прочих равных условиях.
4* Ззк. 255
Глава IV. ВЫТЕСНЕНИЕ ЖИДКОСТЕЙ ИЗ
ЭКСЦЕНТРИЧНОГО КОЛЬЦЕВОГО
ПРОСТРАНСТВА НАКЛОННЫХ
СКВАЖИН
Исследованием закономерностей последовательного движе-
ния вязких жидкостей в трубах занимались многие исследова-
тели; закономерности последовательного течения вязко-пластич-
ных жидкостей в трубах и концентричном кольцевом простран-
стве освещены в трудах А. Б. Абасова, Т. Е. Еременко,
Б. И. Есьмана, А. Ф. Касимова, Д. Ю. Мочернюка, М. И. Сеид-
Рза, Р. Ф. Уханова и др. Много внимания уделяется данному
вопросу в работах сотрудников ВНИИКРнефти.
В приведенных работах Процесс замещения одной жидкости
другой делится на две фазы: 1) фаза вытеснения, наступающая
с момента начала течения жидкости до появления границы
раздела в концевом сечении; 2) фаза вымыва, которая начина-
ется сразу же за фазой вытеснения и заканчивается полным
освобождением канала от вытесняемой жидкости. Степень вы-
теснения оценивается коэффициентом вытеснения, представляю-
щим собой отношение объема жидкости, вытесненной к концу
первой фазы, к объему канала, из которого происходило вытес-
нение.
Одна жидкость вытесняется из канала другой жидкостью
неравномерно, поскольку скорость течения по оси канала мак-
симальна, а у стенок равна нулю. Чем равномернее распреде-
ление скоростей в поперечном сечении канала, тем выше коэф-
фициент вытеснения. Он высок при структурном и турбулентном
режимах течения вытесняющей жидкости и достигает 0,8—0,9,
а при ламинарном режиме обычно не превышает 0,5.
Исследования, Цриведенные в предыдущей главе, дают воз-
можность непосредственно перейти к рассмотрению вопроса об
основных закономерностях вытеснения жидкостей из эксцент-
ричного пространства. Несмотря на актуальность, вопрос изу-
чался немногими специалистами (А. Ю. Багров, Г. Т. Гасанов,
М. П. Гулизаде, А. К. Караев и др.). Б. И. Есьман и другиерас-
смотрели задачу о вытеснении одной жидкости другой и показа-
ли, что с увеличением эксцентриситета качество вытеснения
значительно снижается. Одако нет выводов о том, какими дол-
жны быть параметры промывочных и буферных жидкостей и
режимы закачивания цементных растворов для улучшения вы-
теснения.
Ниже приведены результаты исследований [8], дающие
возможность разработать конкретные рекомендации для повы-
>100
шения качества цементирования и позволяющие оценить влия-
ние каждого из основных параметров жидкостей на степень
вытеснения.
Основные закономерности вытеснения маловязкой легкой
жидкости другой жидкостью
Для упрощения рассмотрим сначала основные закономер-
ности последовательного течения ньютоновских жидкостей (И. М.
Давыдов, В. М. Карпов, В. Е. Копылов, И. Е. Шевалдин и др.).
В основу решения всех задач заложено условие, что среднера-'
диальные скорости по секторам эксцентричного зазора не равны'
и максимальны в самой широкой и малы в самой узкой частях
зазора. Это, естественно, осложняет условия вытеснения. Пред-
ставляет практический интерес проследить за динамикой пере-
мещения поверхности раздела жидкостей при их последователь-
ном течении.
Рассмотрим сначала процесс вытеснения одной ньютонов-
ской жидкости другой при условии, что вязкость ц2 и плотность
у2 вытесняющей жидкости больше вязкости ц и плотности yi
вытесняемой. Ствол скважины вертикален. Смешением жидко-
стей пренебрегаем. Режим течения обеих жидкостей ламинар-
ный. При постоянной подаче Q жидкости в скважину на участ-
Рис. 48. Схема вытеснения из эксцен-
тричного кольцевого пространства
легкой жидкости тяжелой
Рис. 49. К расчету эксцентричного
кольцевого пространства
ке течения вытесняемой жидкости значение градиента давления
обусловленное гидравлическими потерями в эксцентричном,
участке скважины длиной I, будет постоянным и равным Аро/1.
Если предположить, что в начальный период течения поверх-
ность раздела жидкостей занимала горизонтальное положение
(рис. 48, сечение I—I), то по мере течения эта поверхность1 ста-
нет вытягиваться вдоль оси скважины вследствие опережения
1 Под поверхностью раздела жидкостей понимается такая условная
поверхность, которая в каждом из секторов эксцентричного прост-
ранства движется со скоростью, равной средней в данном секторе..
101
поверхности раздела жидкостей в широкой и отставания ее в
узкой части эксцентричной щели. В данном случае более тяже-
лая и вязкая вытесняющая жидкость будет опережать в широкой
части щели более легкую и подвижную вытесняемую. Это опе-
режение обусловит возникновение дополнительного подпора,
действующего на остальную поверхность контакта жидкостей
и обусловленного разностью плотностей и вязкостей жидкостей.
Допустим, что в начальный момент времени (сечение /—/)
течение происходит под действием перепада Ар0=р}— р0. Через
некоторое время /, когда Гранина раздела в самой узкой части
зазора переместится на расстояние х (сечение Г—7'), в широ-
кой части его перемещение составит x-\-h, где h— длина вдоль
оси скважины поверхности раздела жидкостей.
Гидравлические потери па участке / — х будут зависеть при
Q = const от координаты х и степени вытянутости поверхности
раздела И:
Рг — Ро = Рг—Ро----— (х 4-h.) + Np2, (IV. 1)
где Др2— гидравлические потери на участке скважины длиной
h, зависящие от соотношения р = р1/ц2.
Определим Др2. Для этого, используя известные равенства,
найдем градиент давления на эксцентричном участке скважины
Pi-Po = Д ?-• 12 Hi Q_______________________(1 у 2)
I I я (/?,-.?,)2 + (1 1,5а2) '
Представим выражение (IV.2) в общем виде:
(IV.3)
По аналогии с выражением (IV.3) найдем градиент давления
для участка h:
Д Рг/h = А р (р, А) . (IV.4)
Выразим на основании формул (IV.3) и (IV.4)
Д _£.£!!_ . (IV.5)
Если допустить, что течения в самой широкой и самой узкой
частях эксцентричной щели происходят независимо друг от
друга, то выше сечения //—7/ они будут определяться следую-
щими градиентами давления соответственно в самой широкой и
самой узкой частях зазора:
02 0О_ _ Р \ у . (I V 6)
/ — х I — х
Рг — Ри , h Л V л ,,,,
—----— -т ——L , где Д у = у, - у, . (I V.7)
/ — X I — X
Поскольку в рассматриваемых условиях скорость потока
102
пропорциональна градиенту давления, с ростом h, как следует
из выражений (1V.6) и (IV.7), средняя скорость течения в ши-
рокой части будет замедляться, а в узкой части возрастать. Кро-
ме того, если в широкой части зазора гидравлический напор в
сечении II—II воздействует как на маловязкую вытесняемую
жидкость, так и на высоковязкую вытесняющую, то в узкой он
действует лишь на маловязкую жидкость. Это также способ-
ствует выравниванию скоростей на контуре раздела в широкой
и узкой частях кольцевого зазора. При определенном А = /гкр
скорости течения и в широкой и в узкой частях кольцевого про-
странства на контуре раздела станут равными. Аналогичные
явления произойдут по всему контуру в затрубном пространстве.
Найдем /г1<р. Для этого рассмотрим течение лишь в самой ши-
рокой и в самой узкой частях кольцевого зазора. Будем исходить
из допущения, что отрезки окружностей колонны и скважины,
заключенные в малых секторах с углом при вершине 2а (рис.
49) и расположенные в этих частях кольцевого зазора, концент-
ричны. Здесь дуги почти сливаются с окружностями радиусами
Riy, Riy, Rim, Rum, центр которых расположен в середине норма-
ли 00, к осям скважины и колонны.
В этом случае средний радиус окружностей дуг в самой уз-
кой части кольцевого зазора выразится как
/?2у = /?2-а/2; (IV.8)
/?|у = ^+а/2, (IV.9)
а в широкой части зазора
/?2Ш = + а/2 ; (IV. 10)
7?1ш = /?i - а/2 . (1V.11)
С определенной погрешностью можно считать, что скорости
течения иу и иш при данном градиенте давления такие же, как
если бы течение происходило при этом же градиенте в кольце-
вых зазорах между концентричными цилиндрами с радиусами
Riy, Riy и R2at, Rnu. Влиянием гидравлического взаимодействия
потоков в узкой и широкой частях зазора через слои жидкости,
текущей в остальной части сечения, пренебрегаем. Это позволя-
ет определить среднюю скорость течения в самой широкой и
самой узкой частях зазора, применяя известную зависимость
(IV.2). Последняя справедлива для концентричных кольцевых
щелей и дает малую погрешность при выполнении неравенства
l/m=T?i//?2> 1/2, что для практики крепления скважин является
характерным (0,58^ 1/т^0,91).
Находим t/оу и «Ош в момент / = 0, используя для этого выра-
жения (IV.2), (IV.8) — (IV.11) и произведя небольшие Преобра-
зования:
(^-Л)*(1 -а)2; (IV. 12)
12 щ /
№
103
«ОШ = - (/?2 - Я1)2 (1 - «)2 • (IV-13)
12 Ц1 I
С учетом изменения градиентов давления согласно выражени-
ям (IV.6) и (1V.7) скорости выше сечения 11—77 в самой узкой и
самой широкой частях зазора можно определить гТо аналогии:
„ _ (п п _lAvM <^2 —-^i)2 (* —а)2 . (IV 14)
«у - (Pi~Ро + ЛУЛ) 12|11 (/_х)-------, vv.i^
Ра — Ро — А Y (Ri — #i)2 (1 + а)2
I — х Ц! (/ — х — h) +Ца h
12 1 — х
(IV. 15)
Найдем р2 — р0, видоизменив уравнение (IV. 1) с учетом вы-
ражения (IV.5):
р2-р0= -^\l-x-h + h (IV.16)
‘ L lli J
Определим вязкость р(р, h), полагая, что она в первом
приближении равна средневзвешенной по объему кольцевого за-
зора на участке h:
- + Щ [Лй (/?2-т?2)-U72]+ц2 IP2
U (Н> Л) = ----------- = -------------5----ъ------- •
Wt + Wz Л/г (У?2-/?2)
После преобразований
р (ц, А) = р! + (р2 —pi) -—т^2—2. • (IV. 17)
Л Jt ( f\g Г\] )
Объем вытесняющей жидкости W2 в интервале h можно выра-
зить как
W2 = W-xv (7?22-7??),
где
U7 = Q/ = -^ /. (iv.18)
I 12 pL
Здесь t — время с начала течения; Q определяется из выражения
(IV.2).
В любой момент времени можно записать, предполагая с не-
которой погрешностью, что движение жидкости в узкой части за-
зора равноускоренное:
X = — (V + иОу) ,
где v — средняя скорость по всему кольцевому зазору
v = Q/л (Т?2 — 7?Ь .
Тогда с учетом выражения (IV.12)
104
24 pt х
-1- Ur\,, А Р(\ -- —
Оу ---------(+2-А\)2 (2-2 а- -2,5а2)
Используя это выражение, определяем IT=Q/, а затем с по-
мощью формулы (IV. 18) находим объем №2-’
W2 = х - (7?1 - 7??) 2 д±0’5а2_ .
2 — 2а + 2,5а2
Подставим W2 из формулы (IV.19) в выражение
х
h
(IV.19)
(IV.17):
, 2 а + 0,5 а2
р (р, Л) = Рх +(рх — р2) —-
2 — 2 а + 2,5 а2
Перепишем соотношение (IV. 16) с учетом уравнения
Тогда, полагая х=х//, получаем
1 - /1 1 \ 2 а + 0,5 а2
( р у 2 — 2 а + 2,5 а2 j
Подставив формулу (IV.21) в выражения (IV. 14) и
получим соответственно:
fl-x-xfl-X) - 2« + °.5р Р д
У 1/1 \ р J 2 — 2 а + 2,5 а2 у
Pi — Ро = Л РО
(IV.20)
(IV.20).
. (IV.21)
(IV. 15),
(Rz-RP)2 (1 - а)2
Х 12 pi (1 — х)
/ Д Ро / , — -+/, 1\ 2а+ 0,5 а2 \ Л т 1
иш = —— 1 — х — х 1----— ----=—:--— — А у h X
1/1 \ [1 / 2 — 2 а + 2,5 а2 I /
(IV.22)
(А2-+)2 (1_+а2) __
12 [цх (1 —х — /г) + ра h]
(IV .23)
Здесь h = h)l.
Поскольку в момент /кр иу = иш, приравняем правые части вы-
ражений (IV.22) и (IV.23). В результате получим
д Ро (1 ~ ~ (9 1 \ 2П-0,5 + \
/ I Хкр КР Г й) 2 —27г+ 2,5 а2 Р
2
(1 — *кр) Р1 (1 — А:р) +/1кр (р.2 — Р1) /
X / (1 - О)2 ---------_ +а)2-----------\ = о . (IV.24)
\Ц1(1—хкр) pi (1 — хкр) +/lKp (Р2 — Ц1) /
Из предположения, что течение жидкости в самой узкой части
кольцевого зазора равноускоренное, было получено
х = ~ (v + Uoy) .
106
В ато же время течение жидкости в самой широкой части по
аналогии можно считать равнозамедленным. Тогда
X + h = -у (V + Uul) .
Исключив из двух последних уравнений t, получим
, Мош — woy
П = X----:---- .
v иоу
Заменив и, иПу, иОш в этом выражении их значениями в момент
будем иметь
2 — 2 а + 2,5 а2 / т \ 7 о
хкР =---------;------ Акр • (IV.25)
4 а
Подставив значение хкр из уравнения (IV.25) в уравнение
(IV.24) и используя соотношение (IV.2), найдем квадратное урав-
нение для АКр.‘
+ Акр + Акр + <2о — 0 ,
где
' Л / « 1 \ < о , 2 — 2 а-1-
а2 = — А у 1 — — (I — а)2 3-------------------------=
\ И / 4 а
(IV.26)
(1 +а)а] +
______________12 щ Qm1_______________
л (m— l)! (m! — 1) (1 + 1,5Т1)
(1—а)2—2 + 2 а—2,5 a2
а{ = 2Ау (1 +а2) +—----------------------------=- X
1 ' ' л (m—I)2 (m2—1) (1 + 1,5 й2)
Х[4—4а + 5а2 — fl--------zL-'j (1—4а + 0,5а2)1;
L \ н / J
' — 48 а Ц1 Q trft
ап = --------------------------— .
л/?* (m-I)2 (от2 —1) (1 + 1,5 а2)
Ввиду громоздкости полученного выражения для Лкр его ана-
лизировали с помощью ЭЦВМ «Напри». На рис. 50 приведены
расчетные зависимости Акр=ЦДу) для различных
l/m = T?i/Z?2; /?2; a; b = piQ, позволяющие сделать следующие вы-
воды.
1. Во всех случаях увеличение разности Ду ведет к уменьше-
нию А1(р, т. е. способствует лучшему вытеснению.
2. Чем меньше подача и меньше вязкость обеих жидкостей,
тем равномернее вытеснение (кривых 5 и 7, 4 и 6).
3. Чем больше эксцентриситет, тем больше значение А и тем
труднее вытеснить одну жидкость другой (кривые 2 и 4).
106
4. С увеличением отношения Ц1/Ц2 происходит менее равно-
мерное вытеснение, но в целом влияние этого отношения на
степень вытеснения незначительно (кривые 3 и 4), особенно при
больших Ду.
5. При постоянном значении т увеличение радиуса скважи-
ны, а следовательно, и размера зазора способствует повышению
степени вытеснения.
6. Из сопоставления кривых 1, 2, 4 следует, что уменьшение
зазора между колонной и стенкой скважины, даже при умень-
шении эксцентриситета до 0,1 ведст к резкому ухудшению вытес-
нения. Это особенно явно следует из вида кривой 2 (сравнить
с кривой 1).
7. Сопоставление кривых 3 и 4 показывает, что влияние соот-
ношения вязкостей на процесс вытеснения тем сильнее, чем
меньше Ду.
8. С увеличением Ду влияние различных факторов (соотноше-
ния вязкостей, эксцентриситета, зазора и др.) на ухудшение ус-
ловий вытеснения резко падает.
Закономерности вытеснения высоковязкой и более тяжелой
ньютоновской жидкости менее вязкой и тяжелой жидкостью
из эксцентричного кольцевого зазора
Не менее важен для изучения случай, когда ц2<Ц, и у2<
'<У1*, что характерно при цементировании с применением буфер-
ных жидкостей (воды, дизельного Топлива и т. д.)_ Исходя из тех
же допущений, что и в предыдущем случае, получим следующие
.* Ниже, как и ранее, рассматривается влияние абсолютного значения
Лт. т е. Ау = у,— у2. .
107
выражения для определения градиентов давления соответствен-
но в широкой и узкой частях зазора:
(Р2-Р0 + ДуА)/(/-х); (IV.27)
(Р2-Ро-ЛуЛ)/(/-^). (IV.28)
Поскольку в рассматриваемых условиях скорость потока про-
порциональна градиенту давления, с ростом h средняя скорость
течения в самой широкой части зазора будет увеличиваться, а в
самой узкой — уменьшаться. Помимо этого, если в широкой час-
ти зазора выше сечения II—II (см. рис. 48) гидравлический на-
пор воздействует как на высоковязкую вытесняемую, так и на
маловязкую вытесняющую жидкости, то в узкой части он дейст-
вует лишь на высоковязкую жидкость. Все это приводит к тому,
что течение в самой узкой части зазора при h=hKp совсем пре-
кратится. Найдем Икр с учетом переменных градиентов (IV. 27) и
(IV. 28). Скорости выше сечения II—II в самой узкой и самой
широкой частях зазора можно выразить следующим образом:
,, __ Pt — Ро — д у
~ 1-х
Рг — Ро + Д Y
-
I — X
I — X
Предполагая в первом приближении, что движение жидкости
в узкой части кольцевого зазора равнозамедленное, а в широ-
кой — равноускоренное, воспользуемся формулами равнопере-
менного движения. Тогда.
х = ~ (иу + цОу); х + h = -у («ш 4- «Ош)
Из этих формул получим
2L+1 = . t = 2х/(Ыу + > _
X Uy —|— U()y
В момент tKp скорость цу = 0. Подставив в эти зависимости
^Оу» ^пг из выражений (IV. 14), (IV. 15) и (IV. 30), получим
2 хкп
гкр ------------------------=— ; (IV.31)
Д Ро (Ra-Rt) (1 -а)2
I 12 pi
(Рг —Ро + Л у А) (1 +а)а Л р» (1 + а)2
*кр + _ Ml (I — Хкр) + fep (Мг — М-1)_(____м-1 .. v
Чр ~ Д Ро н-д)т '
/ Hi
Подставим из выражения (IV. 31) в уравнение (IV. 30):
- хк„ п ($ - -.Ц2а+2< , pl у .33)
(> — а}3
К*
Л
(^--^i)2 (1 — д)а .
(IV. 29)
12 щ
_ (L+J)2_____. (iv.3O)
Mi (/ —X —/1) + Ma /1
Используя выражение (IV. 33), вычисляем ц (р, И) согласно
уравнению (IV. 17):
— 1 4- 2 а -4- 2 а3 хк0
р (и, Л) = Pi + (ра — Р1) ----—. (IV.34)
(1—а)* I 2 /1кр
С учетом выражения (IV. 34) соотношение (IV. 16) предста-
вим в виде
Д Ро
Pi — Ро
/ -Гкр -^кр
1 +2 а-|- 2
И —
. (IV.35)
— Лкр А у = 0.
, / 1 1 \ 1 +2 а + 2 а3
I *кр *кр 1 — I —
\ |i / (1—а)3
Подставив р2—Ро из выражения (IV. 35) в уравнение (IV. 29),
приходим к выводу, что иу может стать равной нулю лишь при
условии, что
А Ро
I
После преобразования и ввода в последнее уравнение безраз-'
мерных величин x=x/l-, h—h/l получим
хкр (2 + За3- -1 +-2-^+-2 < ) = (1 -а)3 (1 - ftj • (IV.36)
\ р / Д Ро )
Преобразуем уравнение (IV. 32) с использованием соотно-
шений (IV. 35) и (IV. 36):
Лкр -р ^кр / 1 fl I
*Vp \ 1 — а/
л------------------------Т-V (IV.37)
~~ (1- хкр —/гкр) J
Решив уравнение (IV. 36) относительно Лкр, получим
. (IV.38)
I 2 + 3 а2 —
, _ Д Р0 1______________________
«кр — I 1 Акр
/ Л у \ (
После подстановки этого выражения для Лкр в формулу
(IV. 37) получим квадратное уравнение для нахождения значе-
ния
х1р (В — А (eA + D)) -\-хкр[А (2е+ 1) + D - В]—е—1 =0, (IV.39)
где
А =
_ 1 4- 2 а + 2 а3
2 +За3-- - -
______________И
I — а)*
(1 д? g _ /1 __ j \ 4 »
2 И \ р. / i 1 «Р
4 а Д у
Поскольку наибольший практический интерес представляет
знание величин Лкр и выявление Путей их увеличения, что предот-
вратило бы остановку процесса вытеснения из узкой части за-
трубного пространства, был проведен численный анализ уравне-
ний (IV. 38) и (IV. 39). На рис. 51_ приведены графики /iKp=
= /(Ду) при различных значениях ц; tn=RilR\', a, b = piQ. На ос-
новании графиков можно сделать следующие выводы.
1. При вытеснении одной жидкости другой из эксцентричной
Рис. 51. Зависимость /г„р = ( (Ху) для
высоковязкой жидкости:
Номер кривой на
рисунке .... 1
b . 1000
1/т..............0,9
R , 25
и'.................м
а................0,1
Номер кривой на
рисунке .... 5
b............... 3000
\/т..............0,9
/? о..............25
"...............1.1
а ...... 0,5
2 3 4
1000 1000 3000
0,9 0,9 - 0,6
25 25 25
2 2 2
0,1 0,4 0,5
6 7 8
3000 3000 3000
0,9 0,9 0,9
25 40 • 40
2 2 2
0,5 0,1 0,5
щели при и Ц11>Р2 всегда создаются условия для непол-
ного вытеснения жидкости в узкой части зазора.
2. Необходимо стремиться к тому, чтобы Акр было больше /,
что исключит остановку вытеснения в узкой части щели.
3. Увеличение Л,:р можно добиться уменьшением абсолютно-
го значения Ду.
4. Из сопоставления кривых видно, что при увеличении пода-
чи жидкости Q, а также увеличении вязкостей обеих жидкостей
(при p = const) улучшается качество вытеснения.
5. Изменение р мало влияет на процесс вытеснения (кривые
1 и 2, 5 и 6).
6. С увеличением эксцентриситета ухудшаются условия вытес-
нения.
7. При yi >у2 и p!>p2 наилучшего вытеснения можно до-
стичь, уменьшая зазоры (кривые 3 и 4, 6 и 5).
8. В скважинах малых диаметров отрицательное влияние ус-
ловий yi>y2 и р(>ц2 на вытеснение значительно меньше, осо-
бенно при больших значениях b = |Ji1Q.
9. При малых значениях Ду увеличение вязкости вытесняе-
мой жидкости способствует ухудшению вытеснения (кривые 5 и
110
С целью проверки полученных выше результатов были прове-
дены специальные эксперименты. Вытеснение велось из эксцент-
ричной кольцевой щели длиной 18 м с эксцентриситетом а = 0,4,
созданным внутри стеклянной колонны. Была произведена ки-
носъемка при вытеснении легкой жидкости тяжелой, и наоборот.
В качестве тяжелой жидкости использовали водный раствор'
мелассы плотностью 1,29 г/см3 и вязкостью 0,038 Па-с, а в ка-
честве легкой — воду.
Отснятые во ВНИИКРнефтн [8] кинокадры через каждые
0,5 с в процессе движения тяжелой жидкости за легкой по двух-
метровому участку трубы, удаленному от входного участка на
расстояние 10 м, показывают, что в действительности в процессе
вытеснения формировалась поверхность раздела вдоль трубы
определенной длины, которая сохраняла свою форму и длину и
двигалась со средней скоростью течения.
Были замечены интенсивные завихрения в зоне контакта
жидкостей, несколько размывающие эту поверхность раздела и
ведущие к образованию вблизи нее зон смещения, что не учиты-
валось при постановке приведенных выше задач. Наблюдение и
киносъемка последовательного движения в эксцентричной щели
легкой жидкости за тяжелой показали интенсивный Процесс сме-
шения и периодическое образование зон смеси то с повышенной
концентрацией, то с пониженной, причем сначала вытеснение,
как и следовало ожидать, происходило в широкой части зазора,
а затем Продолжалось вытеснение остатков с образованием сме-
сей из узкой части щели и с удалением последней в течение зна-
чительного промежутка времени.
Таким образом, результаты теоретических исследовании со-
гласуются с данными экспериментов.
Особенности вытеснения вязко-пластичных жидкостей из
эксцентричного зазора применительно к цементированию
наклонных скважин
Основными особенностями вытеснения вязко-пластичных
жидкостей в условиях скважины в отличие от рассмотренных
выше случаев являются:
1) возможность существования в процессе вытеснения застой-
ных зон;
2) вытеснение может происходить При структурном и турбу-
лентном режимах ньютоновских и неньютоновских жидкостей;
3) процесс осложняется из-за возможности смешения . жид-
костей;
4) цементирование осуществляется в условиях различной сте-
пени цементирования обсадной колонны.
Все перечисленное, естественно, значительно осложняет про-
цесс. Законы течения неньютоновских жидкостей значительно
111
сложнее, чем ньютоновских, и описываются известными диффе-
ренциальными уравнениями Генки — Ильюшина. Дифферен-
циальные же уравнения течения ньютоновских жидкостей, нося-
щие название Навье — Стокса, получаются из уравнений Ген-
ки— Ильюшина, являясь их частным случаем, если в последних
принять динамическое напряжение сдвига то=О.
Поскольку уравнения течения жидкостей сопоставляемых ка-
тегорий имеют довольно большое сходство, выводы, полученные
применительно к ньютоновским жидкостям, могут с соответству-
ющими поправками быть перенесены на случай вытеснения не-
ньютоновских жидкостей. Закономерности вытеснения этих жид-
костей будут определяться не динамической вязкостью, как для
ньютоновских, а эффективной т]* = /dv/dr. Чем меньше то
цементных и глинистых растворов, чем выше градиент скорости,
тем точнее выводы, полученные на основании зависимостей
(IV. 26) и (IV. 28), будут отражать явления, происходящие в
скважине при цементировании.
При вытеснении из эксцентричного кольцевого зазора цемент-'
ным раствором глинистого при условии у2>Vi, которое на прак-
тике обычно соблюдается, в узкой части зазора может сущест-
вовать застойная зона, которую можно определить из уравне-
ния (III.60). Наличие застойной зоны, образованной Потерявшим
подвижность глинистым раствором, естественно, вызывает одно-
стороннее движение цементного раствора. Поскольку у2—у,, то
по мере продвижения цементного раствора вверх перепад давле-
ния Ар, действующий на застойную зону, согласно выражению
(IV. 7), будет Постепенно возрастать. Если вытеснение происхо-
дит с постоянной подачей жидкости Q, то через некоторое вре.мя
t дополнительный подпор на застойную зону площадью sa опре-
делится из выражения:
А Р' = (Y2- Yl) ’ (Iv-40)
t. e. с увеличением подачи Q и времени с начала вытеснения из
кольцевого пространства, а также с увеличением разницы плот-
ностей значение Др' растет. Иногда это может привести к посте-
пенному (снизу вверх) исчезновению застойной зоны.
Во всех случаях для обеспечения одновременности вытесне-
ния глинистого раствора цементным необходимо стремиться, что-
бы застойная зона в процессе вытеснения была исключена или
как можно быстрее разрушена. Для этого необходимо макси-
мально сократить время нахождения глинистого раствора в по-
кое перед закачиванием цементного раствора в скважину, что
снизит прочность структуры застойной зоны. Глинистый раст-
вор должен иметь небольшие значения СНС, а формирование
структуры должно быть медленным. Это можно обеспечить со-
ответствующей химической обработкой промывочной жидкости
перед непосредственным закачиванием цементного раствора.
112
Во всех случаях застойную зону легче удалить при малой дли-
не эксцентричного участка. Несомненно, что рекомендации для
повышения степени вытеснения глинистого раствора из скважи-
ны должны вытекать из комплексного рассмотрения приведенных
выше задач о застойной зоне и закономерностях вытеснения.
Поскольку равномерность вытеснения глинистого раствора це-
ментным может быть тем значительнее, чем меньше длина повер-
хности раздела жидкостей h вдоль скважины, а последняя тем
меньше, чем быстрее исчезнет застойная зона, то на основании
решенных задач можно сделать следующие общие выводы.
1. Значение /гкр в случае у2>у, может быть уменьшено (а
следовательно, и снижена опасность Прорыва «языка» цементно-
го раствора за пределы цементируемого участка) увеличением
разницы плотностей у2—yi и уменьшением эксцентриситета. Осо-
бенно резко можно улучшить условия вытеснения путем увели-
чения кольцевого зазора. Значение /1кр при прочих равных усло-
виях всегда меньше при цементировании обсадных колонн боль-
ших диаметров. С повышением подачи линейно возрастает пре-
дельная длина поверхности раздела. Но при наличии застойной
зоны увеличение Q (а следовательно, и Ар) ускоряет разрушение,
а в ряде случаев способствует Полному удалению застойной зоны.
Однако в наклонных скважинах, где на большом интервале
обсадная колонна постоянно располагается около какой-либо
из стенок, увеличение Q будет обязательно вести к перерас-
ходам цементного раствора. Это связано с трудностью центри-
рования колонны во всем наклонном интервале, а последнее
обусловит рост значения Лкр. Естественно, это приведет к преж-
девременному выходу цементного раствора за пределы цемен-
тируемого участка (в частном случае, к выходу цементного
раствора на поверхность), тогда как в, узкой части кольцевого
зазора будет оставаться невытесненный глинистый раствор.
При больших значениях /?кр и I в случае стремления к пол-
ному удалению промывочной жидкости цементный раствор бу-
дет выходить из кольцевого зазора намного раньше, чем будет
достигнуто полное вытеснение. Если /iKp больше длины эксцент-
ричного участка, то за его пределами тампонажный раствор
будет двигаться сплошным фронтом. Оставшаяся промывочная
жидкость при определенных условиях может в виде линзы пе-
ремещаться вдоль эксцентричного участка, перемешиваясь по-
степенно с окружающей ее вытесняющей жидкостью.
Чем ближе плотности промывочной жидкости и тампонаж-
ной смеси, тем больше должно быть t]* по сравнению ц*,
что может быть достигнуто увеличением то2 и т)2. С ростом
разницы у2—Yi влияние реологических параметров жидкостей
на закономерности вытеснения уменьшается. Если обе контак-
тирующие при цементировании жидкости движутся при турбу-
лентном режиме, то роль реологических параметров резко
уменьшается и процесс замещения должен в основном опреде-
113
литься соотношением плотностей, причем с увеличением раз-
ницы у2—"Vi качество вытеснения будет улучшаться.
Полученный вывод полностью согласуется с результатами
анализа, выполненного ВНИИКРнефтью по 665 скважинам раз-
личных площадей. Если режим течения тампонажной смеси
турбулентный, а промывочной — структурный, что возможно в
'основном вследствие малой вязкости р* смеси, то даже при
незначительных эксцентриситетах цементный раствор может
значительно опередить промывочную жидкость, особенно при
небольших Ду, создавая условия для плохого вытеснения и пе-
ремешивания жидкостей.
2. При вытеснении тяжелой жидкости более легкой (облег-
ченный цементный раствор, буферная жидкость — вода, нефть)
условия для вытеснения резко ухудшаются. Происходит про-
рыв более легкой жидкости вдоль широкой части кольцевого
зазора. При этом если застойная зона образовалась до начала
вытеснения, то в процессе вытеснения перепад давлений, дей-
ствующий на нее вверх, будет постоянно уменьшаться на
А Pr = Qt^~ — (Y1 - Y2).
Л /<2 - a j ) -
что ухудшает условия ее разрушения. Поскольку на разрушение
застойной зоны и удаление глинистого раствора требуется зна-
чительный промежуток времени, а время процесса цементирова-
ния ограничено, то при у2<У1 ожидать качественного цементи-
рования нельзя.
Поэтому прежде всего следует стремиться к тому, чтобы
исключить условия для образования застойных зон или умень-
шить их размеры до минимума. Если застойная зона отсутст
вует, что возможно при малых Qua, надо, чтобы h.KV было
во много раз больше длины эксцентричного участка. Согласно
выражению (IV. 39), необходимо иметь максимальные подачи,
повышенные эффективные вязкости жидкостей в основном за
счет г] и уменьши ть до минимума разность yj—1у2.
Следует помнить, что условия вытеснения при yj—у2>6
тем лучше, чем меньше отношение m — т. е. размер за-
зора, и чем меньше эксцентриситет. При одинаковых т и про-
чих равных условиях вытеснение глинистого раствора при
Vi—?2>0 и г]* >т]2‘ в скважинах малых диаметров будет пол-
нее.
В обоих рассмотренных выше случаях образование в про-
цессе вытеснения смесей около поверхностей контакта ослож-
няет вытеснение, но все полученные выше выводы остаются
справедливыми для условной поверхности смеси, имеющей на-
пример, 50%-ную концентрацию компонентов. Наличие в сква-
жине участков с различными эксцентриситетами ведет к тому,
что длина поверхности раздела постоянно изменяется, то увели-
чиваясь, то уменьшаясь.
114
Во всех случаях, когда у1>у2 и q* >q*, условия для
смесеобразования резко улучшаются, поскольку поверхность
раздела имеет постоянно нарастающую длину, а любое изме-
нение положения обсадной колонны в скважине вызывает пе-
ремешивание контактирующих жидкостей.
Из изложенного выше следует, что если при движении об-
разуются смеси, имеющие промежуточные между q* и q
значения вязкостей, то описанные закономерности вытеснения
существенно не изменяется. Если же вязкость смеси q* ока-
жется выше q* и •/,*, что может быть в некоторых случаях
при цементировании, то улучшатся условия для вытеснения
промывочной жидкости, но значительно ухудшится вытеснение
самой смеси тампонажным раствором. Поэтому необходимо
предварительно химически обработать контактирующие жид-
кости для исключения описанного явления.
К определению необходимого для цементирования
наклонных скважин объема тампонажного раствора’
Одностороннее движение цементного раствора, образова-
ние значительных зон смешения последнего с вытесняемой жид-
костью являются, как правило, следствием эксцентричного рас-
положения обсадных труб в- скважине и не могут гарантировать
высокую герметичность цементируемого интервала. Это — одна
из причин того, что дальнейшее повышение качества изоляции
затрубного пространства остается одним из актуальнейших воп-
росов.
С учетом отмеченного рассмотрим основные принципы под-
хода к определению необходимого при цементировании объема
тампонажного раствора, имея в виду, что при расчете гидроста-
тических давлений учитывается глубина скважины по верти-
кали. Расчеты же ооъемов смеси, растворов, продавочной жид-
кости производятся с учетом длины ствола по длине бурильной
колдуны.
ГКак показывают теория смешиваемого вытеснения и резуль-,
Действием конвективных и диффузионных явлений) части тамгю-
«таты наших экспериментов [8]7вытеснение без смешения(под’
нажного раствора с вытесняемой жидкостью практически нере-
ально. Если смешение в трубах можно исключить почти пол-
ностью, применяя верхние и нижние пробки, то в затрубном
пространстве избежать этого нельзя. Смешение происходит как
в процессе вытеснения, так и при вымыве вытесняемой жид-
кости из застойных зон, обусловленных эксцентричным распо-
ложением труб, а также из каверн. Существенному смешению
способствует также сильная неравномерность распределения
1 Написано А. И. Булатовым и Р. Ф. Ухановым.
115
скоростей, особенно по сечению эксцентричного кольцевого за-
зора. В результате смешения значительная часть тампонажной
смеси существенно теряет свое исходное качество, вплоть до
полной потери способности затвердевать. Это обстоятельство
должно обязательно учитываться при определении необходимого
для цементирования объема тампонажной смеси. Количество
смешавшегося при цементировании без нижних пробок тампо-
нажного раствора 1ГЦ.С может быть определено с помощью вы-
ражения (VI. 22а) из работы [8].
1. При вязкости вытесняемой жидкости г) <0,010 Па-с
^ц.с = 9 1/;
' *Т -[ *к
Л =
RB I, + —2 -L /к
(IV.41)
It + !к
где 7?в — внутренний диаметр обсадной колонны; /т, 1К— длина
колонны труб и цементируемого интервала соответственно;
Гс — общий объем цементируемого интервала ТГЦ и продавоч-
ной жидкости !Vn.
2. Если вязкость вытесняемой жидкости rj>0,10 Па-с, сле-
дует величину W'ix-c определять с помощью выражения [8]
Гц.с = 0,06 №с . (IV.42)
При установке в колонне перед тампонажным раствором
нижней разделительной пробки в обоих случаях нужно при-
менять Ц7с = 1Гц. Другое обстоятельство, которое необходимо
учитывать при определении необходимости объема тампонаж-
ного раствора и на которое уже указывалось,—неравномерность
распределения среднерадиальных скоростей по сечению экс
центричного кольцевого канала. В зависимости от эксцентриси-
тета, характеризующего несоосность обсадной колонны со
скважиной, величина отношения средних скоростей в самой
широкой и самой узкой частях зазора достигает 100, а иног-
да и больших значений [8]. Если же в узкой части зазора
имеется застойная зона, то в таком случае практически при
любом качестве прокачиваемого цементного раствора обеспе-
чение надежной изоляции кольцевого пространства невозмож-
но.
Чтобы избежать существования застойных зон при отсутст-
вии возможности механического их разрушения за счет осево-
го или вращательного движения колонны труб, необходимо
чтобы гидравлические сопротивления ЛР в цементируемом ин-
тервале длиной I превышали критические ДРКр. Последние
можно найти из выражения
Д Ркр Ri
Л = ---г - ,
/ Ъ.
iP.
расчетные значения которого приведены в табл. 16. Зная со-
отношение радиусов скважины н труб среднюю величи-
ну эксцентриситета колонны в цементируемом интервале сква-
жины c = CI(R'2.—Rt) (С — среднее отклонение оси колонны от
оси скважины), зависящую от числа центраторов, их жестко-
сти, угла наклона ствола и других факторов, можно опреде-
лить А. Затем, исходя из величин предельного напряжения
сдвига бурового раствора т0, длины цементируемого интервала
I при известном с, можно найти
= (IV.43)
Ri
Превышение фактической величины АР над ДРКр обеспечи-
вает условия, исключающие существование застойных зон.
Таблица 16
Таблица для расчета предельного перепада давления,
необходимого для устранения застойных зон в
процессе циркуляции
С Предельные перепады давления при 1/т
0,569 0,6 0,624 0,667 0,632 0,69 0,72 0,73 0,74 0,75
0,1 10,3 11,1 11,3 16,3 13,9 14,3 15,9 16,9 17,2 18,4
0,2 11,6 12,4 13,2 15,0 15,7 16,1 17,9 19,0 19,4 20,7
0,3 13,2 14,2 15,1 17,1 17,9 18,4 20,5 21,7 22,1 23,6
0,4 15,4 16,7 17,7 20,0 20,9 21,6 23,9 25,3 25,8 27,5
0,5 18,6 20,0 21,2 24,0 25,1 25,9 28,7 30,4 31,0 33,0
0,6 23,2 .24,9 26,5 30,0 31,4 32,4 35,8 38,0 38,8 41,3
0,7 30,9 33,3 35,4 40,0 41,9 43,1 47,8 50,7 51,7 55,1
0,8 48,4 49,9 53,1 60,0 62,8 64,7 71,7 76,0 77,5 82,6
0,9 92,8 100,0 106,3 120,1 125,7 129,4 143,4 152,1 155,0 165,3
Продолжение табл. 16.
Предельные перепады давления при \/т
С 0,76 0,77 0,769 0,78 0,788 0,789 0,814 0,822 0,847 0,878
0,1 18,9 19,1 19,2 20,6 20,9 21,0 23,8 24,9 29,0 33,9
0,2 21,3 21,5 21,6 23,2 23,5 23,6 26,8 28,0 32,6 38,1
0,3 24,3 24,6 24,7 26,5 26,9 27,0 30,7 32,1 37,3 43,6
0,4 28,4 28,7 28,8 31,0 31,4 31,6 35,8 37,4 43,5 50,6
0,5 31,0 34,5 34,6 37,2 37,7 37,9 43,0 44,9 52,2 61,0
0,6 42,5 43,1 43,3 46,5 47,1 47,3 53,7 56,1 65,3 76,3
0,7 56,7 57,4 57,7 62,0 62,8 63,1 71,6 74,9 87,1 101,7
0,8 85,1 86,2 86,5 93,0 94,3 94,7 107,5 112,3 130,7 152,6
0.9 [170,2 172,4 173,1 186.0 188,0 189,5 215,0 224,7 261,4 305,3,
Ee.ni. иаиркмер, необходимо найти мииНжвльный перепад давления в
Кольцевом пространства длиной. 1=2000 м с Z?s=214 мм и 7?,= 168 мм ир»
т(1 = ЗПа, чтобы, исключить застойные зоны в эксцентричном пространстве
с эксцентриситетом с = 0,5, то определяется параметр А. При /1=37,2
т0 1А 2000 - 30 -10—6
Д Ркр = = 37’2 ---07214---=1 -12 МПа-
Зная общее давление на буровых насосах по манометру
на стояке и рассчитывая потери в обсадной колонне, например,
по Б. И. Мительману, можно проверить, превышает ли факти-
ческий перепад давления Др в кольцевом пространстве при
промывке скважины перед началом процесса цементирования
критический Дркр. Если он ниже, необходимо увеличить пода-
чу жидкости до обеспечения Др>Дркр либо осуществить осе-
вое движение или вращение труб. Во всех случаях образова-
ние застойной зоны проще предотвратить, нежели затем
устранить, поскольку ее разрушение гидравлическим путем
требует значительных затрат времени и не всегда может быть
успешным. В расчет берется среднее в интервале цементирова-
ния значение с. Если эксцентриситет с=1, устранение застойной
зоны гидравлическим путем невозможно ни при каких пере-
падах давления и в подобных случаях необходимо осущест-
влять движение обсадной колонны.
Зная величину (Др//)кр, обеспечивающую исключение застой-
ной зоны, и принимая какое-то значение Лр//> (Др//)кр, необ
ходимо рассчитать среднюю скорость уц движения тампонаж-
ной смеси в самой узкой части кольцевого зазора в соответст-
вии с выражением (II. 10) [8]
_____ 1 ( ^2 R1 с)2(^1+с) А Р (1 3 Дро, 1 Л Роз \
t'min — ' ' 1 — — - “г-—-->
6 г] /?2 -г Rr + с I \ 2 \ р 2 Д р3 )
(IV 44)
где т] — структурная вязкость тампонажной смеси;
Д Ро А Р0 .ц (^2 — Ri) . __ 2т,)/
~~ ~ 2^777 ; Ро'ц ~ /?2-
Здесь 7?г max —гидравлический радиус эксцентричного коль-
цевого зазора зоны в момент начала течения с учетом застой-
ной зоны, определяемой согласно [8].
Полагая одностороннее расположение обсадной колонны с
определенным средним эксцентриситетом по стволу, что вполне
реально для скважин с постоянным азимутом, можно рассчи-
тать время достижения цементным раствором проектной высоты
/ц в самой узкой части зазора. Зная величину /ц и иц, можно
определить необходимое для качественной изоляции время
процесса продавливания /=|/ц/иц, а затем рассчитать необхо-
димый для цементирования заданного интервала объем цемент-
ного раствора №ц.и=<2/ (Q — средний темп продавливания там-
понажной смеси). Ниже рассматривается случай, когда вяз-
кость вытесняемой жидкости меньше, чем тампонажного раст-
ив
вора, а поэтому скорость течения последнего иц, согласно
(IV. 44), будет самая низкая.
На рис. 52 показаны зависимости отношения В — потребного
количества цементного раствора в эксцентричном пространстве
к количеству, необходимому при концентричном расположении
труб, от величин с, т = R^/Ri и Дро.ц/|Др. Из рисунка видно, что
В всегда больше 1, а при эксцентриситете более 0,6 в рассмат-
риваемых случаях необходимое количество раствора 1ГЦ.П пре-
вышает пятикратную потребность цементного раствора в кон-
центричном пространстве. Согласно рисунку уменьшение
Рис. 52. Зависимость коэффициента В от эксцентричности колонны и соотно-
шения радиусов при а — Дро.ц/Др = 0,1
Дро-ц /Др, а следовательно, при заданной реологии цементного
раствора рост темпа закачки последнего увеличивает дефицит
цементного раствора, необходимого для более полного запол-
нения эксцентричного кольцевого канала. Анализ показывает,
что при малых значениях Дро.ц/Др требования к качеству це-
ментирования колонны снижаются и вполне можно с превыше-
нием в 50—60% над расчетным расходом тампонажного раст-
вора при концентричном расположении колонны цементировать
колонну при значениях с = 0,4—0,5 и т<1,3—1,4, наиболее
распространенных в практике цементирования.
Зная величины IVU.C и можно определить необходимое
для цементирования в каждом конкретном случае количество
цементного раствора №ц= ^ц.с+^ц-п-
\Итак, приведенные выше данные свидетельствуют о том,
что для повышения качества изоляции в заданном интервале
необходимо или увеличньагь расход цементного раствора, или
ужесточать требования к центрированию колонны. Последнее,
естественно, с экономической точки зрения более оправданно.
119
Г л а в a V. ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ
СТВОЛА НАКЛОННЫХ СКВАЖИН
Качество цементирования наклонных скважин характери-
зуется, как и в случае цементирования вертикальных скважин,
полнотой вытеснения бурового раствора тампонажным. Однако
в случае наклонных скважин положительный результат работ
достигается реже. Поэтому в последнем случае необходимо уде-
лять значительно больше внимания всем технологическим ме-
роприятиям, способствующим повышению герметичности ствола
наклонных скважин к обеспечивающим подъем тампонажного
раствора на заданную высоту, вплоть до устья.
Известно много технологических мероприятий и устройств,
комплексное применение которых позволяет резко повысить
процент качественно зацементированных наклонных скважин
и увеличить коэффициент замещения бурового раствора тампо-
нажным.
Одним из обязательных мероприятий является применение
уже описанных в настоящей работе центраторов конструкции
ВНИИКРнефти в соответствии с требованиями приведенной
методики их расстановки на обсадной колонне.
Необходимо использовать обратные клапаны, центраторы,
скребки, турбулизаторы, колонные головки и другие устройства.
Однако крайне желательно осуществлять комплекс работ по
расхаживанию обсадных колонн, что существенно повышает
качество работ по креплению скважин, применять буферные
жидкости, облегченные тампонажные растворы, муфты двух-
ступенчатого цементирования и т. д.
Только комплексное использование элементов технологичес-
кой оснастки и технологических мероприятий позволит сущест-
венно повысить герметичность наклонных скважин.
Расхаживание обсадных колонн в наклонных скважинах1
Под расхаживанием колонны труб в скважине понимают
возвратно-поступательное или любое другое периодическое дви-
жение колонны с возвращением ее в исходное положение в
скважине в конце каждого периода.
Различают продольное расхаживание колонны, когда она
движется вдоль оси скважины, и поперечное, когда движение
происходит в плоскости поперечного сечения скважины. В об-
щем случае возможно одновременно продольное и поперечное
расхаживание колонны труб в скважине.
‘Написано совместно с В. В. Еременко под руководством одного ия
авторов.
120
Основные технологические параметры расхаживания — дли-
на хода возвратно-поступательного движения, скорость, период
движения, число двойных ходов или оборотов колонны в ми-
нуту. Длина хода в прямом и обратном направлении одинако-
ва. Скорости движения колонны относительно точки на стенке
ствола скважины обычно различны для прямого и обратного
хода.
' При цементировании скважин расхаживание колонн имеет
многоцелевое назначение.! Одной из целей, так же как и в
процессе бурения, является предупреждение или ликвидация
прихватов. Для этого расхаживают обсадные колонны и их
секции при цементировании скважин, а также заливочные ко-
лонны в процессе изоляционных работ и при установке цемент-
ных мостов. Если не расхаживать верхнюю секцию обсадной
колонны при секционном цементировании, прихват ее не поз-
волит герметично соединить секции.
f Расхаживание или приращение обсадных колонн совершенно
необходимо для разрушения и удаления со стенок ствола сква-
жины фильтрационной корки с помощью специальных механи-
ческих скребков.-"ф'
Расхаживание обеспечивает более полное вытеснение и за-
мещение глинистого раствора цементным в кольцевом про-
странстве скважины, а также смыв пленки глинистого раствора
цементным с внешней поверхности обсадной колонны. Продоль-
ное и поперечное расхаживание колонн — незаменимое средст-
во разрушения застойных зон в узкой части эксцентричного
кольцевого пространства и кавернах-j
В зарубежной практике обсадные колонны расхаживают не
только в процессе цементирования, но даже и после окончания
продавливания тампонажного раствора за колонну.
В отечественной практике также есть опыт успешного це-
ментирования глубоких скважин с расхаживанием обсадных
колонн. Широкое применение этой операции рекомендуется
всеми основными руководящими техническими документами по
технике и технологии крепления скважин. Вместе с тем расха-
живание обсадных колонн не получило пока должного рас-
пространения. Область допустимого применения операции не
определена. Технологические параметры операции, такие, как
скорость движения колонны вверх и вниз, длина хода расхажи-
вания и общее число ходов в процессе спуска и цементирования
колонн, действующими инструкциями не регламентируются.
Одна из причин создавшегося положения — отсутствие обос-
нованных технических требований к приспособлениям для рас-
хаживания обсадных колонн и рекомендаций по их выбору.
Для их разработки необходимо исследовать операцию рас-
хаживания в экстремальных условиях. При этом следует ис-
пользовать основные методы теории исследования операций,
121
заключающиеся в уточнении критериев эффективности и неоп-
ределенных факторов, действующих в системе.
Уточнение критериев эффективности и обоснованный выбор
технологических параметров операции расхаживания обсадных
колонн невозможны без применения системного подхода, сущ-
ность которого заключается в иерархически подчиненной связи
всех частных критериев управления с общесистемным крите-
рием эффективности процесса или интегральным показателем
качества конечного результата (в нашем случае это крепь
скважины).
Для уточнения формализованного описания связи техноло-
гических параметров операции расхаживания обсадной колонны
со структурными элементами интегрального показателя качест-
ва предварительно изучены и уточнены такие неопределенные
факторы, как: влияние движения колонны труб на скорость по-
тока жидкости в кольцевом пространстве скважины, на вели-
чину поперечного сечения потока жидкости и размер застой-
ных зон в скважине, на смыв пленки или слоя бурового ра-
створа с внешней поверхности труб, а также на вещичину1 дав-
ления в гидравлической системе и нагрузки на колонну, ее тех-
нологическую оснастку и приспособление для ее расхаживания.
Влияние движения колонны труб на величину средней ско-
рости потока жидкости в кольцевом пространстве скважины
обусловлено двумя причинами: вытеснением из скважины ко-
лонной определенного объема жидкости и увлечением послед-
ней внешней поверхностью труб в направлении их движения.
Если каждую причину учесть соответствующим коэффициентом,
в общем виде можно записать
о».к = «о ± Кр ит;
Кр = Кв.т + КУ.т, (V.1)
где fo— средняя скорость потока жидкости в кольцевом про-
странстве, обусловленная работой насосов; ит — скорость осевого
перемещения колонны труб; КР— коэффициент изменения ско-
рости потока, обусловленного движением труб, названный на-
ми для упрощения коэффициентом расхаживания: ЛДТ и Лу.т—
коэффициенты соответственно вытеснения и увлечения жид-
кости трубами. Знак «—» соответствует подъему колонны, а
« + » — движению ее вниз.
В результате исследований установлено, что режим потока
не влияет па величину Хут. Графики функций 7<У.Т = /(ОТ) и
KP=f(DT) показаны на рис. 53 и 54. Проведена также экспе-
риментальная проверка влияния условной вязкости жидкости
на величину Ку.т и Кр. Полученные результаты показаны точ-
ками на рис. 55 и описываются следующим уравнением рег-
рессии:
Кя — 1,435 — 0,5-10-4 X3 + 1,4- КГ4 X2 — 0,094 X, (V.2)
122
где /<[Г— поправочный коэффициент к величине Ку.т; Х = 0,1Г
(Т— условная вязкость, с).
При изменении вязкости от 50 до 125 с величина Кп изме-
няется от 0,96 до 0,2, т. е. с ростом вязкости эффект увлечения
жидкости трубами ослабевает. Для упрощения гидравличес-
ких расчетов величину поправочного коэффициента можно при-
нять равной единице. При этом фактические потери давления в
скважине будут несколько меньше расчетных значений.
Рис. 53. График изменения коэффи-
циента увлечения жидкости трубами
Рис. 54. График изменения коэффи-
циента расхаживания колонны труб
Рис. 55. Эмпирическая зависимость коэф-
фициента расхаживания колонны труб от
условной вязкости жидкости
Рис. 56. Схема эксцентричного кольцевого
пространства скважины с проницаемыми
стенками:
а — поперечное сечение скважины: б — продольный разрез (заштрихованы застойные
зоны); с — эксцентриситет колонны труб в сква?кине; /<с — радиус скважины; А'т , —
радиус и диаметр внешней поверхности труб колонны; 6 — отклонение колонны труб
от стенки скважины; А’п -- ра -иус потока в начальный момент его формирования;
^П1*п минимальный радиус потока по окончании процесса его формирования; —
радиус потока в случав расхаживания колонны труб; --отклонение колонны труб от-
носительно внешней границы формирующегося потока
123-
Для оценки влияния расхаживания колонн труб на величи-
ну застойных зон в скважинах рассмотрено два характерных
состояния последних. На рис. 56 показан случай скважин с
непроницаемыми стенками, когда свойства заполняющей сква-
жину жидкости изотропны в поперечном сечении скважины.
На рис. 57 показан второй случай, когда стенки скважины про-
ницаемы и за счет радиальной фильтрации жидкой среды на
стенках образуется прочная фильтрационная корка с моно-
тонным уменьшением структурно-механической прочности среды
в направлении к оси скважины.
Первый случай достаточно полно изучен теоретически. Ус-
ловия существования застойных зон в затрубном пространстве
Рис. 58. Зависимость критиче-
ского значения отклонения
труб (от стенки скважины) от
их относительного диаметра
7)т
4 Рис. 57. Схема эксцентричного
кольцевого пространства об-
саженной скважины. Обозначе-
ния те же, что на рис. 56
зависят от диаметра скважины и труб, а также от эксцентриси-
тета колонны труб в скважине с. Выразив эксцентриситет с
через критическое значение отклонения колонны от стенок
скважины, получим упрощенное описание этой зависимости в
безразмерных коэффициентах
бкр = ~ - [о,5 lZ£>T (2-DT)-DT]. (V.3)
График функции бКр=/(От) показан на рис. 58. Аналогич-
ным образом описана и зависимость критического диаметра
124
потока жидкости £)п.кр от эксцентриситета для второго из рас-
сматриваемых случаев:
D„.Kp = 1 +2с + ]^2^, (У А)
где
Dn . кр —' £>п .кр / и с — c/Z)T .
Здесь 2?п.кр — критическое значение относительного диаметра
потока в кольцевом пространстве скважины; £)пнр— критичес-
кое значение диаметра потока в
скважине; с — относительный экс-
центриситет колонны труб в сква-
жине. График функции Dn.KV = f(c)
показан на рис. 59.
При сопоставлении сопротивле-
ния сдвигу заполняющей скважину
среды, показанного для второго слу-
чая кривой J на рис. 60, с напряже-
нием сдвига на внешней границе
потока, согласно реограмме 2 на
рис. 60, было установлено, что сече-
ние потока жидкости и размер за-
стойных зон в затрубном простран-
стве существенно зависят от гради-
ента скоростей кольцевого потока.
Рис. 59. Зависимость критиче-
ского диаметра потока от
эксцентриситета колонны труб
в скважине
Рис. .60. Схема оценки сечения потока бурового раствора в кольцевом про-
странстве скважины:
/ — кривая изменения сопротивления сдвигу в поперечном сечении скважины; 2 — ре-
ограмма бурового раствора; / — зона фильтрационной корки; 11— переходная зона от
корки к буровому раствору; 111 — зона, занятая буровым раствором; т — ось характе-
ристик нагружения и прочности среды на сдвиг; г — ось радиального направления в
поперечном сечении скважины; е — ось градиента скоростей или скорости сдвига в по-
перечном сечении потока бурового раствора; т0 — предельное значение напряжения
сдвига бурового раствора; Tmjn — минимальное значение напряжения сдвига бурового
раствора в "потоке; 0 — статическое напряжение сдвига бурового раствора; R -pa-
fl .ц
диус потока при восстановлении циркуляции; Tj—ei — напряжение и скорость сдвига,
соответствующие увеличенному до Qi расходу жидкости; Ер — скорость сдвига, соответ-
ствующая расходу жидкости Qb обусловленному только движением колонны труб вдо^ь
оси скважины вниз
12)5.
Из закона осреднения градиента скоростей в кольцевом
потоке выведена формула, связывающая градиенты скоростей
ei в случае циркуляции жидкостей при неподвижной колонне'
и ер в случае одновременного расхаживания колонны:
(V.5)
(V-6)
(1 -D2) (1 -от) .
6 г, = ---=5-----=--- е1 •
Р (1 -ng) (1 -О(|)
Здесь
-- Dq 3 ± Кр Wt) Dj ± W
Ос 3 (г0 + Кр «т) ± чт
где Do—диаметр, до которого доводится поток при осевом
перемещении колонны.
Практические расчеты показывают, что соотношение (V.5)
изменяется в пределах еР= (1,14-2,0) еь т. е. в случае расха-
живания колонны труб при прочих равных условиях градиент
скоростей в кольцевом потоке кратко увеличивается.
Поскольку применяемые на практике модели цементирова-
ния обсадных колонн не учитывают пространственный характер
искривления скважин и не дают возможности оценить влияние
движения труб на величину их отклонения от стенок скважины
6к, построена новая уточненная модель для момента продав-
ливания тампонажного раствора за колонну, учитывающая
применение буферных жидкостей пониженной плотности.
Приведенная ниже уточненная модель центрирования ос-
нована на установленной зависимости (V.3) и методике опреде-
ления прижимающих нагрузок F{ и сил сопротивления Ti, раз-
работанной М. М. Александровым [1].
Йкр<бк< = --Листах, (V.7)
где Оц.св — диаметр центратора в свободном состоянии; Хц—
коэффициент упругости центратора; fKi — прогиб колонны на
l-м участке между /-м и /4-1 центраторами.
Величина fKi определяется исходя из принципа независи-
мости действия сил [1].
/ При движении колонны вниз прижимающие силы и осевые
нагрузки на колонну уменьшаются, а при движении вверх уве-
личиваются. В процессе расхаживания колонны при ходе вниз
условия ее центрирования и уменьшения застойных зон в сква-
жине улучшаются и, наоборот, ухудшаются при ходе колонны
вверх. Легко видеть, что одновременно с продольным расхажи-
ванием колонны происходит и поперечное расхаживание ее в
скважине.
Для оценки влияния расхаживания колонны труб на смыв
с ее внешней поверхности пленки или слоя бурового раствора
использованы основы теории массопереноса_;и некоторые поло-
126
жения, выдвинутые в [8] Р. Ф. Ухановым и А. И. Булатовым.
'Установлено, что для смыва прилипшей к трубам пленки
вязкой жидкости необходимо сначала генерировать вихри на
границе потока с трубами путем турбулизации потока на этой
границе, а затем создавать условия для перемещения вихрей к
ядру потока^)
Условие турбулизации потока и генерирования вихрей опи-
сано выражением
0,25 1 f—— < vо ± | — 4- /Ср | uT max ,
V Рб.р \ 3 /
(V.8)
где т0—динамическое напряжение сдвига.
Это выражение позволяет оценить влияние расхаживания
колонны труб на турбулизацию потока на границе раздела.
Перемещение вихрей к ядру потока обусловлено возникно-
вением подъемной силы, определяемой по теореме Н. Е. Жу-
ковского. Скорость перемещения вихрей в потоке зависит от
соотношения величин подъемной силы и силы сопротивления
среды (потока) и описывается выражением
= 2,59 \/[ 0,55 —4- 0,65) -Рб- р , (V.9)
Чотр V \ . к / Рж
где иотр — окружная скорость вихря в момент отрыва его от
твердой стенки (согласно теореме В. Томсона она, достигнув
критического значения, остается постоянной); рбр—плотность
бурового раствора; рж — плотность жидкости..
Анализ формулы (V.9) показывает, что ( при стационарном
ламинарном или структурном режиме потока в кольцевом
пространстве скважины отсутствуют условия перемещения вих-
рей к ядру потока. Для создания таких условий необходимо
уменьшение скорости спуска труб в скважину или изменение
направления их движения.
Для оценки чувствительности критерия надежности процес-
са крепления скважин по условиям гидроразрыва пластов и
прочности наземного гидравлического оборудования к повыше-
нию давления при восстановлении циркуляции и в процессе
расхаживания колонны труб проведены экспериментальные ис-
следования изменения давления на скв. 3 Суздальская и на
экспериментальной установке, имитирующей работу цементиро-
вочной головки.
Полученные на скважине значения коэффициентов измене-
ния давления на устье скважины при восстановлении циркуля-
ции и в процессе расхаживания колонны труб в сравнении с
давлением при установившемся режиме циркуляции и непод-
вижной колонне показаны соответственно на рис. 61 и 62 точ-
127
ками и кривыми, построенными методом скользящей средней, и
определяются по формулам:
Кц = Рв. til ра >
где рв.ц — давление на устье скважины в процессе восстановле-
ния циркуляции; р0— давление на устье скважины при устано-
вившемся режиме циркуляции; — длина колонны труб, спу-
щенных в скважину (см. рис. 61);
Кй =~- Рр/Ро ,
Рис. 61. График изменения коэффициента повышения давления при восста-
новлении циркуляции в скважине (^ц). В цифровых индексах линий на
графике первая цифра означает уровень значений подачи насосов (/, 2 и 3
соответствуют 19, 22 и 25 дм3/с), а вторая цифра — уровень значений услов-
ной вязкости (/, 2 и 3 соответствуют диапазонам значений условной вязко-
сти 50—75, 76—100 и 101 — 125 с)
где Рр — давление на устье скважины в процессе расхаживания
колонны труб; рп и рв — линии, характеризующие относительные
давления на устье скважины при движении колонны соответст-
венно вниз и вверх с одинаковой скоростью 0,3 м/с (см. рис. 62).
Анализ результатов показал, что при обычных скоростях
расхаживания обсадных колонн до 1,0 м/с прирост давления
кратно меньший по сравнению с приростом при восстановлении
циркуляции, следовательно, вероятной причиной гидроразрыва
пластов и разрушения наземного гидравлического оборудова-
ния избыточным давлением является повышение давления в
128
скважине и на устье ее при восстановлении циркуляции. От-
сюда также следует, что техническое требование по величине
рабочего давления, предъявляемое к цементировочным голов-
кам и приспособлению для расхаживания колонны труб, долж-
но быть таким же, как и требование к насосному оборудованию.
Результаты исследования работы цементировочных головок
показали, что последние должны иметь надежное перепускное
устройство и выравнивающее давление в полостях корпуса го-
Рис. 62. График относительного изменения давления на устье скважины в
процессе расхаживания колонны труб (Ко). Обозначения те же, что на рис. 61
ловки, расположенных выше и ниже цементировочных разде-
лительных пробок.
Для оценки надежности процесса крепления скважин по
условиям прочности цементировочной головки и обсадной ко-
лонны на разрыв построена математическая модель осевого
нагружения колонны при движении ее в искривленной сква-
жине
GK - ~4~)] > Л,min ,
L Рм \ Кд /1
(V.10)
5 Зак. 255
где GK — вес колонны в воздухе; рм—плотность металла ко-
лонны; Тв — силы сопротивления движению вверх, определяе-
мые с учетом пространственного искривления скважины по ме-
тодике М.’М. Александрова; Кя — коэффициент динамичности
нагружения колонны, зависящий от соотношения номинальной
и фактической нагрузок на крюке грузоподъемной установки
(Фкр.н И Qkp)
О Q
Кд =1,29 — 0,36 “р- + 0,12 —*р— . (V.11)
Vwd Чкр
Практические расчеты, выполненные при граничных усло-
виях, характерных для практики бурения скважин, с учетом
того, что сопротивления Тв не должны выходить за допустимые
пределы, показывают, что все обсадные колонны, спускаемые
на глубину до 5000—7000 м, имеют при подъеме с ротора или
клиньев вертикальные перемещения до 25—35 см, т. е. расха-
живаются на этой длине хода.
Кроме этого, А. И. Булатовым и В. В. Еременко установле-
но, что в процессе расхаживания колонны динамичность ее
нагружения всегда меньше, чем в случае ее подъема с ротора
или клиньев. Следовательно, предъявляемые к цементировочным
головкам технические требования по осевой нагрузке совпадают
по величине с требованием к прочности обсадных труб и их
резьбовых соединений, рассчитанной для условий цементирова-
ния неподвижных колонн. С учетом условий нагружения об-
садных колонн, прихваченных в скважине в процессе цементи-
рования, предъявляется еще одно требование к цементировоч-
ным головкам — они должны обеспечивать на любой стадии
процесса цементирования удержание обсадной колонны на
весу без опоры на ротор или клиновой захват.
Для оценки величины нагрузок, действующих в приспособ-
лениях для расхаживания обсадных колонн, и выбора конструк-
тивных параметров этих приспособлений построена математи-
ческая модель приспособления исходя из допущения, что его шар-
нирный шланг представляет собой цепь, нагруженную собствен-
ным весом, как показано на рис. 63.
Из дифференциального уравнения цепной линии получена
система уравнений, описывающая работу шарнирного шланга:
J = ql/S^ — критерий подобия цепей /1ц = нц// — относитель-
ная величина ординаты подвижной опоры цепи.
hni—hwilm — относительная величина ординаты hm подвижной
опоры металлического шарнирного шланга; /ш — длина пролета
между опорами шланга.
J = — критерий подобия шарнирных шлангов;
<7ш — интенсивность распределения нагрузки от собственного ве-
са шланга вдоль его длины; 5Ш— горизонтальное натяжение
шарнирного шланга.
130
Рис. 63. Схема провисания цепи с одной подвижной опорой:
I — ширина пролета между опорами цепи А и В\ h и /Jmjn —предельные значения
ординат подвижной опоры В на длине хода расхаживания; а — абсцисса точки наиболь-
шего провисания цепи; L — длина цепи; Яд и Rq — вертикальные проекции опорных
реакций; q' — интенсивность . распределения нагрузки собственного веса вдоль длины
элемента цепи; фц—действующая на цепь перерезывающая сила; S„ —горизонтальное
натяжение цепи
Рис. 64. График изменения нагрузок на неподвижную опору цепи
5* Зак 255
131
График изменения отношения перерезывающей и растяги-
вающей сил приведен на рис. 64.
Экспериментальные значения изменения отношения верти-
кальной и горизонтальной нагрузок в шарнирном шланге при-
способления в зависимости от положения передвижной опоры
показаны на рис. 65.
Сравнение теоретических и экспериментальных данных по-
казало, что мера их идентичности находится в пределах 0,82—
0,94 для различного числа звеньев шланга, если предельную
Рис. 65. График изменения нагрузок на стояк, создаваемых металлическим
шарнирным шлангом:
В цифровых индексах критерия / первая цифра характеризует число звеньев в шланге
(/ означает наличие трех звеньев, 2 — двух), а вторая — величину критерия (/—соответ-
ствует величине 2,5, а 2— величине 2,75)
длину хода укоротить с обеих сторон на 30,%. Использование
полученных описаний зависимостей позволяет определить раз-
меры элементов приспособления для расхаживания обсадных
колонн на различную длину хода, обеспечивающих минималь-
ную массу приспособления и приемлемую надежность его рабо-
ты.
Требование к приспособлению по длине хода расхаживания
выработано исходя 'из условий обеспечивания перемещения
фронта тампонажного раствора за колонной в течение хода ее
вниз на большей длине пути, чем длина возможного пути филь-
трации газа через проницаемый цементный камень.
' Практические расчеты показали, что для экстремальных
условий цементирования осадных колонн необходимая и до-
статочная длина хода их расхаживания составляет 12 м.
По результатам проведенных исследований к приспособле-
ниям для расхаживания обсадных колонн следует предъявить
следующий перечень требований по составу и конструктивному
исполнению комплекта изделий:
13,2
1) в комплект должна входить цементировочная головка и
приспособление для расхаживания колонны;
2) цементировочная головка предназначена для: обеспече-
ния закачивания цементного раствора в колонну при рабочем'
давлении; размещения и удержания разделительных пробок;
быстрого и легкого освобождения их для продавливания в
колонну; предохранения пробок от порезов и разрушения их
манжет и разделительных перегородок; выдачи достоверной ин-
формации о начале движения пробок и о величине рабочего
давления в корпусе головки; подвески цементируемой колонны
на талевой системе буровой установки во время процесса це-
ментирования; безопасных условий для обслуживающего пер-
сонала при рабочих давлениях;
3) головка должна иметь присоединительные резьбы для со-
единения с соответствующей резьбой расхаживаемой обсадной
колонны;
4) боковые отводы головки должны иметь на концах резьбу
насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм;
5) головка должна иметь перепускное устройство, выравни-
вающее давление в полостях корпуса выше и ниже раздели-
тельной пробки;
6) головка должна иметь сигнальную систему о начале
движения разделительных пробок;
7) высота цементировочной головки с манометром на ее
крышке должна обеспечивать размещение устройства между
крюком и верхней трубой колонны в пределах длины штропов;
8) приспособление для расхаживания обсадной колон)ны
должно обеспечивать надежную передачу под рабочим давле-
нием буферной жидкости, бурового и тампонажного растворов
из неподвижных напорных линий в обсадную колонну, движу-
щуюся возвратно-поступательно на рабочей длине хода; ,
9) приспособление для рассаживания колонны труб долж-
но иметь не более двух рабочих линий;
10) на каждой рабочей линии приспособления должно быть
не более четырех шарнирных соединительных колен и не более
десяти быстроразъемных соединительных узлов;
11) быстроразъемные соединительные узлы должны иметь
стопорные устройства;
12) шарнирные соединительные приспособления должны
иметь подвижные уплотнительные манжеты;
13) конструкция приспособления для расхаживания обсад-
ных колонн должна обеспечивать доступ ко всем соединитель-
ным узлам в нижнем положении колонны;
14) стопорные устройства быстроразъемных соединений не
должны требовать специального инструмента для их обслужи-
вания^
ОСицие технические требования к комплекту для расхажи-
вания обсадных колонн при цементировании приведены ниже.
.133
Максимальное рабочее давление, МПа . 40
Максимальная рабочая длина хода рас-
хаживания, м ....... 12
Запас хода расхаживания, % ... 30
Максимальная рабочая температура, К 373
Осевая нагрузка на расхаживаемую ко-
лонну ...... . . .В пределах допускаемых нагрузок по
условиям страгивания резьбовых со-
единений труб колонны
Внутренний габарит цементировочных Должен соответствовать размеру со-
головок ...... . . . .ответствующих разделительных про-
бок типа ПВЦ
1Наружный габарит цементировочныхДолжен быть не меньше диаметра
головок.............. . . . .муфт обсадных труб, но и не более
расстояния между штропами крюка
соответствующей грузоподъемности
Цементировочное оборудование для морских скважин
На качество цементирования влияют не только техноло-
гические факторы и уровень применяемой техники, но и условия,'
в которых приходится ее использовать. Например, применение
обычных цементно-смесительных и цементировочных агрегатов
при креплении морских скважин, которые часто являются на-
клонными, вызывает много затруднений, нередко снижающих
качество крепления скважин.
Значительные трудности возникают уже при доставке аг-
регатов к основаниям морских буровых.
В настоящее время нет специального судна для цементиро-
вания морских скважин. Обычно для этой цели используют кра-
новые суда, имеющие ограниченную площадь для размещения
оборудования. Узкие проходы между установленными агрега-
тами создают неудобства для обслуживающего персонала. Ус-
ложняется приготовление тампонажного раствора с заданными
параметрами, затрудняется управление процессом цементиро-
вания при закачке и продавке раствора в скважину. Кроме того,
из-за отсутствия места на судне технологам приходится отказы-
ваться от станции контроля цементирования, а это снижает ка-
чество цементирования (рис. 66).
Рис. 66. Схема размещения цементировочного оборудования на крановом
судне серии «Нельсон Степанян»:
/ — цементировочный агрегат ЗЦА-400; 2 — цементировочный агрегат ЦА-320; 3 — це-
ментно-смесительный агрегат 2СМН-20: 4 — блок манифольдов БМ-700; 5 — кран
134
Значительные осложнения вызывает монтаж обвязки цемен-
тированного оборудования. При подготовке к проведению це-
ментирования (после швартовки судна к основанию морской
буровой) блок манифольдов поднимают краном на основании
буровой и обвязывают с цементировочной головкой на устье
скважины и цементировочными агрегатами, находящимися на
палубе кранового судна. При этом разница уровней осно-
вания и палубы составляет около 10 м. Такое расположение
трубопроводов, находящихся в процессе закачки или продавкй
под высоким давлением, представляет серьезную опасность для
рабочих на палубе судна.
Недостатком кранового судна является также и то, что оно
не предназначено для плавания в шторм. При волнении моря
даже в 2—3 балла крепление скважины нередко задержива-
ется.
Само цементировочное оборудование, используемое как в
обычных, так и в морских условиях, создает колебания плот-
ности тампонажного раствора, которые превосходят допусти-
мую нормами величину 0,5 г/см3 (рис. 67).
Рис. 67. Колебания плотности там-
понажного раствора при приго-
товлении его с помощью различ-
ного оборудования:
Л 2 — агрегат плавучей буровой установки «Хазар» с пневматической подачей тампо-
нажного материала (скв. 6, банка Ливанова, объединение Касиморнефть; 3 — агрегат
2СМН-20 со шнековой подачей тампонажного материала (скв. 213, пл. Медвежье, объе-
динение Запсиббурнефть)
Неравномерность давления вызывает значительную виб-
рацию высоконапорных трубопроводов, которая может быть
причиной их разгерметизации и аварий. Кроме того, она спо-
собствует ухудшению вытеснения жидкостей при цементирова-
нии. В настоящее время цементно-смесительные агрегаты 2СМН-
20 частично модернизированы, что позволяет значительно умень-
шить колебания плотности тампонажного раствора, однако ра-
бота по совершенствованию цементно-смесительного оборудо-
вания должна быть продолжена.
Использование для серийного цементировочного оборудо-
вания в качестве транспортной базы автомобильного шасси за-
трудняет выбор оптимального решения ряда технических и тех-
нологических вопросов. Например, небольшая грузоподъем-'
ность цементно-смесительных машин вызывает необходимость
иметь дополнительные транспортные средства для доставки
тампонажных материалов на буровую для их догрузки. Пара-
135
метры и конструкция цементировочных агрегатов не обеспечива-
ют высокой производительности нагнетания при необходимом
давлении, в результате чего для проведения процесса цемен-
тирования требуется большое число цементировочных агрегатов.
Невозможность применения на цементировочных агрегатах
достаточных по объему компенсаторов не позволяет снизить
неравномерность давления нагнетания.
Все это осложняет процесс цементирования, затрудняет
контроль и регулирование параметров тампонажного раство-
ра и режим его закачки.
Оборудование, предназначенное для цементирования морс-
ких скважин, должно представлять собой целый плавучий ком-
плекс, предназначенный для приема, хранения, транспортиро-
вания сухих тампонажных материалов к морской буровой, при-
готовления тампонажных растворов и нагнетания их в скважи-
ну. Здесь должны быть учтены все современные достижения
отечественной и зарубежной науки и техники. Разумеется, что
одновременно с созданием специального цементировочного суд-
на необходимо создать береговой комплекс-хранилище тампо-
нажных материалов для обслуживания цементировочных су-
дов. Здесь же будут приготовляться тампонажные смеси, а в
необходимых случаях производиться активизация и просушка
отдельных компонентов и т. д. При проектировании такого ком-
плекса целесообразно, на наш взгляд, применить систему прие-
ма, хранения и выдачи тампонажных материалов с использо-
ванием пневмотранспорта. Эта система уже неплохо зарекомен-
довала себя в отечественной практике и за рубежом.
Следует иметь в виду, что хранение на судне порошкообраз-
ных материалов в открытой таре или их открытая перегрузка
недопустимы, так как это приведет к потерям тампонажных
материалов.
Приготовлять тампонажный раствор целесообразно с по-
мощью гидровакуумных смесительных камер обычного типа,
которые необходимо оснастить рядом специальных устройств,
позволяющих стабилизировать плотность раствора.
Опыт эксплуатации зарубежного оборудования показал,
что колебания плотности тампонажного раствора значительно
превосходят норму, несмотря на то что система была оснащена
центробежными насосами. Из этого следует, что, во-первых,
для выравнивания плотности раствора необходима осредняю-
щая емкость с перемешивающим устройством и, во-вторых, для
улучшения равномерности подачи сухого материала в смеситель
необходимо применять шнековое устройство.
Кроме того, целесообразно предусмотреть в смесителе уст-
ройство для «тонкой» регулировки плотности раствора, поз-
воляющее изменять диаметр насадки без остановки процесса
затворения.
Для закачки всего тампонажного раствора в скважину и
136
части объема продавочной жидкости можно применить серий-
ные цементировочные насосы 11Т параллельно с высокопро-
изводительными буровыми насосами (например, У8-7), число
которых должно быть выбрано с учетом технологических требо-
ваний.
Чтобы снизить вибрацию оборудования и трубопроводов и
уменьшить вероятность возникновения аварий цементировоч-
ной обвязки, на судне можно будет установить более эффектив-
ные пневмокомпенсаторы, чем на насосах цементировочных аг-
регатов. Увеличение числа пневмокомпенсаторов с предвари-
тельной закачкой газа также снизит неравномерность давления
нагнетания. Проведенные нами исследования показали, что
установка даже двух поршневых пневмокомпенсаторов с пред-'
варительной закачкой газа в них до давления 4,0 МПа позво-
ляет на всех паспортных режимах насоса 11Т значительно'
снизить относительную неравномерность давления.
Значительное преимущество будущего судна для цементи-
рования морских скважин перед современными плавучими
средствами будет заключаться в едином управлении всем про-
цессом крепления скважины, включая приготовление и нагне-
тание раствора. Это будет обеспечено за счет внедрения элект-
ропривода к насосам и запорной арматуре. Контролировать па-
раметры тампонажного раствора и режимов его закачки и про-
давки могут приборы, которыми комплектуется в на-
стоящее время станция контроля процесса цементирования
(СКН-2М). Стационарное размещение цементировочного обо-
рудования позволит также автоматизировать процесс приго-
товления и закачки тампонажного раствора, сократить затра-
ты и значительно облегчить условия труда тампонажников.
Благоприятнее условия цементирования скважин с плаву-
чих буровых установок (ПБУ) и полупогружных буровых уста-
новок (ППБУ). Здесь цементировочное оборудование размеще-
но в отдельных помещениях (рис. 68.). Сюда входят: четыре
насосные установки с двигателями постоянного тока, в том
числе три на базе насоса ИТ и одна на базе насоса 4Р-700;
четыре мерные емкости для наполнения жидкости затворения
и продавочной жидкости; циклон-разгрузитель с двумя смеси-
тельными устройствами гидровакуумного типа; два центро-
бежных насоса для подачи в смесительное устройство жидко-
сти затворения; приемный бак цементного раствора и конт-
рольно-измерительная аппаратура, аналогичная той, что уста-
навливается на СКЦ2М-69. В других помещениях находятся
силосы для хранения цемента россыпью, а также помещения
для хранения в мешках цемента и химических реагентов. При
цементировании цемент из силосов по пневмотрубопроводу по-
дается в циклон-разгрузитель, а оттуда в смесительные устрой-
ства. Готовый раствор поступает в приемный бачок, откуда его
откачивают цементировочные насосы ПТ и нагнетают по тру-
137
бопроводам, проложенным до цементировочной головки, в
скважину. Насос 4Р-700 установлен в качестве резервного, а
также на случай необходимости повышения давления, кото-
рое не могут обеспечивать насосы ПТ. Благодаря наличию при-
емного бачка большей, чем обычно, вместимости, цементный ра-
створ более стабилен по плотности, что положительно сказы-
вается на качестве крепления скважин. Перспективно исполь-
зование в качестве приводов к насосам двигателей постоянно-
го тока. Комплекс цементировочного оборудования успешно
Рис. 68. Схема расположения цементировочного оборудования на полупо-
гружных и плавучих буровых установках:
1 — центробежные водоподающие насосы; 2 — установка насосная с насосом НТ; 3 —
мерные емкости; 4 — установка насосная с насосом 4Р-700; 5 — приемный бачок; 6 —
циклоны-разгрузители со смесительными устройствами
эксплуатируется в течение ряда лет при бурении скважин на
Каспийском море, накоплен достаточный опыт и выявлен ряд
недостатков. В настоящее время проходят испытания новые
образцы наземного цементировочного оборудования, лучшие
конструктивные и технологические решения которых целесооб-
разно использовать при создании новых цементировочных ком-
плексов для бурения на море.
Муфты для ступенчатого цементирования
Муфты ступенчатого цементирования, разработанные во
ВНИИКРнефти (А. И. Булатов, В. В. Еременко, М. Л. Кисель-
ман, В. И. Крылов, А. К- Куксов и др.), типа МСЦ1 предназна-
чены для оснащения обсадных колонн диаметром от 140 до
1за
Рис. 69. Муфта для ступенчатого цементирования типа МСЦ1:
а, б, в — различные положения втулки; / — корпус; 2 — обойма; 3 — втулка верхняя;
4 — винт срезной; 5 — заслонка; 6 — винт срезной; 7 — втулка нижняя; 8 — отверстие'
циркуляционное; 5 —кольцо упорное; 10 — пробка -продавочная; //—пробка падаю-
щая; 13 — пробка запорная
Г39
245 мм и проведения процесса цементирования скважин в две
ступени как с разрывом во времени между ступенями, так и
без него. Муфты ступенчатого цементирования типа МСЦ2
предназначены для оснащения обсадных колонн диаметром от
273 до 340 мм для тех же целей (рис. 69, а, б, в; 70, а, б, в).
Область применения муфт типа МСЦ1 и МСЦ2 распрост-
раняется на следующие случаи:
1) когда не удается за один прием поднять тампонажный
раствор за обсадной колонной на требуемую высоту вследст-
а 6 6
Рис. 70. Муфта для ступенчатого цементирования типа МСЦ2:
а, б, е — различные положения втулки; 1 — корпус; 2, 6, 8 — винты срезные; 3 — коль-
цо стопорное; 4 — заслонка; 5 — сухарь; 6 — втулка верхняя; 7 — втулка нижняя; 8—
кольцо предохранительное; 9— кольцо упорное; 10 — пробка продавочная; 11 — пробка
падающая; 12 — пробка запорная
вие гидроразрыва пластов и интенсивного поглощения жидко-
стей;
2) когда ожидаемое рабочее давление при цементирований
в один прием превышает технические возможности цементиро-
вочных агрегатов;
но
3) при цементировании газовых и газоконденсатных сква-
жин, а также скважин, склонных к нефтеводогазопроявлениям;
4) при цементировании скважин с применением двух раз-
личных по составу и свойствам тампонажных растворов для
изоляции пластов, сильно отличающихся по температуре либо
по коррозионному воздействию на крепь;
5) когда предусмотрено оставлять продуктивную зону не-
зацементированной и недопустимо продавливание тампонажно-
го раствора через башмак обсадной колонны;
6) когда цементирование скважин в один прием невозможно
по организационно-техническим причинам (при невозможности
вызова или одновременного размещения на буровой большого
числа цементировочного оборудования, например, в условиях
морского бурения).
Ряд условных диаметров муфт соответствует ряду обсад-
ных труб по ГОСТ 632-80 диаметром от 140 до 245 мм. Макси-
мальная допустимая рабочая температура не более 373 К. Из-
быточное давление, необходимое для срабатывания затворов
цементировочных отверстий муфт, 4—8 МПа.
Допустимые давления, грузоподъемность, масса и основные'
размеры муфт МСЦ1 приведены в табл. 17, а муфт МСЦ2 — в
табл. 18.
Таблица /7
Показатели Шифр муфты
МСЦ1- 140 МС1Д1- 146 МСЦ1- 168 МСЦ1- 178 МСЦ1- 194 МСЦ1- 219 МСЦ1- 245
Условный диаметр, мм 140 146 168 178 194 219 245
Грузоподъемная сила, кН Допустимый перепад давле- ния на муфту, МПа, не бо- лее: 750 900 1200 1500 2000 2000 2000
при цементировании 15,0 15,0 14,0 13,5 13,0 12,5 12,0
при эксплуатации 60,0 58,5 50,0 48,0 46,0 43,0 40,0
Наружный диаметр муфты, мм, не более 168 176 196 208 226 255 280
Внутренний диаметр муфты, мм, не менее 120 124 146 '157 173 199 229
Длина муфты, мм, не более 665 665 665 675 675 680 680
Масса изделия, кг, не более 60 65 75 85 95 115 145
Масса разбуриваемых в муфте деталей, кг, не более 15 18 25 30 40 45 60
Конструктивно муфта представляет собой полый цилин-
дрический корпус с присоединительными резьбами на концах
и смонтированную на его внешней поверхности обойму, обра-
зующую на части длины кольцевую полость, в которой размеще-
на с возможностью осевого перемещения заслонка. Внутри
корпуса установлены нижняя и верхняя втулки, также имею-'
щие возможность осевого перемещения. В корпусе и обойме
141
Таблица 18
Показатели Шифр муфты
МСЦ2-273 МСЦ2-200 МСЦ2-324 МСЦ2-340
Условный диаметр, мм 272 299 3,24 340
Грузоподъемная сила, кН Допустимый перепад давления на муфту, МПа, не более: 22.50 2250 250'0 2500
при цементировании 11,0 10,5 10,0 10,0
при эксплуатации 36,0. 32,0 зощ 30,0
Наружный диаметр муф- ты, мм, не более 309 334 362 383
Внутренний диаметр муф- ты, мм, не менее 253 2/8 303 315
Длина муфты, мм, не более 850 850 850 850
Масса изделия, кг, не более 170 200 240 260
Масса разбуриваемых в муфте деталей, кг, не более 60 65, 75 85
имеется несколько соосно расположенных боковых циркуляцион-
ных отверстий. В муфте МСЦ2 в корпусе имеются также сквозные
пазы, в которых размещены сухари, жестко соединяющие за-
слонку с верхней втулкой. В исходном положении заслонка и
втулки зафиксированы на корпусе с помощью срезных винтов,
причем заслонка и верхняя втулка находятся выше циркуля-
ционных отверстий, а нижняя втулка герметично перекрывает
циркуляционные отверстия в корпусе.
Продавочная и запорная пробки имеют эластичные уплотни-
тельные манжеты, которые при движении пробок внутри обсад-
ной колонны плотно прижимаются к стенкам последней и на-
дежно отделяют тампонажный раствор от продавочной жидко-
сти.
Продавочная пробка имеет конусный наконечник с уплот-
нением для плотной посадки на упорное стоп-кольцо, а запор-
ная пробка в нижней части—конусный поясок с уплотнением
для плотной посадки на седло верхней втулки. Падающая проб-
ка имеет обтекаемую форму и ребра-стабилизаторы с целью
ускорения ее погружения в столбе продавочной жидкости в
колонне. В нижней части падающей пробки расположен ко-'
нусный поясок с уплотнением для посадки на седло нижней
втулки.
Присоединительные резьбы муфты выполнены в соответст-
вии с ГОСТ 632—80 на обсадные трубы и до начала использо-
142
вания муфты защищены от загрязнения и повреждения пре-
дохранительными пробками и колпачками.
Работа муфты состоит в следующем. Подготовленную к
использованию муфту устанавливают с помощью присоедини-
тельных резьб в заданном месте обсадной колонны и спускают
в скважину на проектную глубину.
После предварительной промывки скважины через муфту
и башмак колонны закачивают в колонну сначала буферную
жидкость, а затем тампонажный раствор в количествах, до-
статочных для подъема последнего несколько выше отметки, на
которой установлена муфта.
По окончании закачивания тампонажного раствора в ко-
лонну вставляют с устья продавочную пробку или размещают
последнюю в специальной головке. Вслед за пробкой закачи-
вают в колонну продавочную жидкость. При движении вниз по
колонне манжеты продавочной пробки упруго прижимаются к
к стенкам обсадных труб и надежно разделяют тампонажный
раствор и продавочную жидкость, не позволяя им смешиваться.
Поперечные размеры и упругие свойства продавочной пробки
выбраны такими, что прохождение пробки через муфты срав-
нительно свободное и не вызывает заметного повышения давле-
ния на насосах.
к Перед окончанием закачивания расчетного объема прода-
вочной жидкости темп закачивания снижают, благодаря чему
посадка пробки на упорное стоп-кольцо происходит при пони-
женной скорости. Отмечаемое на устье повышение давления
в этот момент свидетельствует об окончании первой ступени це-
ментирования и является сигналом'Для остановки насосов.
Для перехода ко второй ступени цементирования в колон-
ну пускают с устья’(Падающую пробку, которая под действием
собственного веса гштет-ътТродаиочной^жидкости со скоростью
от 0,5 до 1,2 м/с, перемещаясь до посадки на седло нижней
втулки в муфте. После посадки пробки на седло включают
насосы и создают над пробкой перепад давления в пределах
4,0—8,0 МПа. При этом срабатывают срезные винты, втулка
перемещается вниз и открывает циркуляционные отверстия.
Через открытые отверстия восстанавливается циркуляция жид-
кости.
Далее проводят промывку скважин над муфтой до полного
вымыва из кольцевого пространства тампонажного раствора,
поднятого на первой ступени цементирования выше муфты. 1
Вторую ступень цементирования начинают с закачивания
в колонну расчетных объемов последовательно буферной жид-
кости и тампонажного раствора. Затем вставляют в колонну
запорную пробку и закачивают вслед за ней продавочную жид-
кость. При движении вниз по колонне запорная пробка плот-
но контактирует своимиТтгастичными манжетами со стенками
143
обсадных труб, не позволяя смешиваться продавочной жидкос-
ти с тампонажным раствором.
После окончания закачивания в колонну расчетного объема
продавочной жидкости так же, как и на первой ступени цементи-
рования, снижают темп закачивания продавочной жидкости, чем
обеспечивается ограничение величины скачка давления в момент
посадки запорной пробки на седло верхней втулки. Под действи-
ем возникающего перепада давления (около 3—5 МПа) сраба-
тывают срезные винты верхней втулки и последняя перемещается
вниз до упора в нижнюю втулку, закрывая циркуляционные от-
верстия в корпусе муфты и одновременно открывая перепускные
отверстия, сообщающие внутриколонное пространство с кольце-
вой камерой над заслонкой. При этом происходит дальнейшее
повышение давления до 7-—8 МПа, срезные винты заслонки сра-
батывают и заслонка, перемещаясь вниз в кольцевом простран-
стве между обоймой и корпусом муфты, надежно перекрывает
циркуляционные отверстия в этих деталях и неподвижно закреп-
ляется на корпусе. Для муфт типа МСЦ2 есть отличие, состоящее
в том, что под действием возникающего перепада давления (около
3—5 МПа) срабатывают срезные винты верхней втулки, и послед-
няя перемещается вниз до упора сухарей в нижние торцы пазов
в корпусе муфты. При этом заслонка, увлекаемая сухарями вниз,
герметично перекрывает циркуляционные отверстия и неподвиж-
но закрепляется на корпусе с помощью подпружиненного фикса-
тора. Этой операцией заканчиваются процесс ступенчатого це-
ментирования и работа муфты.
В дальнейшем, после ожидания затвердевания цементного ра-
створа, детали муфты, выступающие во внутреннюю полость об-
садной колонны, разбуривают, а все другие ее детали остаются в
неподвижном зафиксированном положении. Начинается период
эксплуатации муфты, в течение которого она обеспечивает герме-
тизацию затвора циркуляционных отверстий. Наибольшие на-
грузки, действующие на муфту в период, эксплуатации, возника-
ют во время опрессовки обсадной колонны.
Использование заколонных пакеров при креплении
наклонных скважин
Применение гидравлических заколонных i акеров — одно из
эффективных средств повышения качества разобщения пластов
при креплении наклонно-направленных скважин в осложненных
условиях.
За 1974—1978 гг. на Самотлорском месторождении внедрили
220 заколонных пакеров ППГ конструкции ВНИИБТ при креп-
лении 135 наклонных скважин. В 1976 г. совместно с ППГ начали
внедрять более совершенные заколонные пакеры ПГП [41].
Пакер этого типа имеет существенные преимущества по сравне-
нию с серийно выпускаемым пакером ППГ, обусловленные кон-
144
струкцией клапанного узла. Эти преимущества заключаются в
надежной защите пакера от срабатывания до окончания спуска
и цементирования обсадной колонны, в отсутствии необходимости
дополнительного нагружения обсадной колонны давлением, пре-
вышающим на 3—6 МПа давление в момент «стоп», а также в
исключении необходимости настройки клапанного узла в каждом
конкретном случае. Пакер разработан для обсадных колонн ди-
аметром 146, 168 и 219 мм.
Пакеры ПГП-195 (для обсадной колонны диаметром 168 мм)
были испытаны в скв. 507 и 341 Западно-Сургутского нефтяного
месторождения (Холмогорское УБР), в скв. 2941 Самотлорского
нефтегазового месторождения (Нижневартовское УБР № 1) ив
скв. 668 Федоровского нефтегазового месторождения (Сургут-
ское УБР) [41].
Пакеры применены для надежной изоляции нефте- и газонос-
ных пластов, а также для уменьшения отрицательного влияния
цементного раствора на фильтрационные свойства эксплуатаци-
онных объектов.
Данные по указанным скважинам, оборудованным пакерами,
приведены в табл. 19.
Таблица 19
Показатели Номер скважины
507 341 2941 668
Смещение забоя от вер- тикали, м 348 973 587 270
Диаметр долота, мм 214 214 214 214
Глубина скважины, м 2452 2642 ,1930, 2412
Глубина спуска эксплуа- тационной колонны, м Число пакеров типа ПГП 2438,5 2639,9 1925 2412
1 1 2 2".
Глубина установки паке- 2372—2376 2531—2535 1703—Д-707 1852—1856
Ров, м 1718,5— 2366—2370
1722„5
Диаметр ствола в месте 214-216 214—218 218; 216 216—218;
vctc новей пакеров, мм 2,14
Глубина спуска эксплуа- 8Г2; 1080; 1050, 1704; 803; 1Г9*5 101(5 1330
таиионной колонны при 1250-, 1575-, j 2250', 2639 9 I 1598', 1925 I 1830-,2412
промывках скважины, м 2000; 2438,5
Проведенный ВНИИБТ анализ геофизических исследований
с помощью СГДТ и локатора муфт позволил уточнить места уста-
новки 183 пакеров ППГ в 119 скважинах. В осталь-
ных скважинах из-за отсутствия данных геофизических исследо-
ваний глубина спуска пакеров не установлена.
При промышленном внедрении пакеры испытывали на изо-
ляцию различных продуктивных пластов. На эксплуатационной
обсадной колонне устанавливали от одного до четырех пакеров,
что позволяло создать одну или несколько герметичных перемы-
145
чек в затрубном пространстве ствола на необходимой глубине.
Из 183 пакеров 75 (41,0%) использовали для разобщения нефте-
носных и нефтегазоносных пластов Б8, Бдо, А4_5, А2-з, А] от водо-
носных горизонатов; 74 пакера (40,4%) —для предотвращения за-
колонных перетоков газа из нефтегазоносных пластов группы А
в расположенные выше водоносные песчаники сеноманских от-
ложений и ниже — нефтеносные горизонты.
Анализ данных положения пакеров в стволе скважины пока-
зал, что остальные 34 пакера (18,6%) установили не там, где
они необходимы. Так, в скв. 4578, 15048, 7006, 7169 пакеры уста-
новили в зону перфорации, в скв. 2676, 2863, 7130 — в интервалы
залегания водоносных горизонтов, а также и в другие интервалы,
где целесообразность их применения вызывает сомнения {41].
Учитывая большой фонд добывающих скважин на Самотлор-
ском месторождении, а также отсутствие полных и систематизи-
рованных данных по обводнению и заколонным перетокам газа
из-за некачественного разобщения пластов при креплении, со-
трудники ВНИИБТ, Главтюменнефтегаза, служб бурения и гео-
логии объединения Нижневартовскнефтегаз выполнили анализ
оценки качества изоляции некоторых продуктивных пластов в
скважинах, оборудованных пакерами и без них. Для анализа ис-
пользовали промысловые данные по 600 скважинам месторож-
дения. Ими рассмотрены скважины с сопоставимыми по толщине
непроницаемыми перемычками между нефтеносными и водонос-
ными горизонтами. Для получения более достоверных данных
при анализе качества изоляции нефтеносных пластов рассмат-
ривали скважины, не оборудованные заколонными пакерами и
освоенные или введенные в эксплуатацию в 1977 г. или в первой
половине 1978 г.
В табл. 20 приведены скважины, пробуренные на нефтеносный
пласт Б8, у 50% которых перемычка между нефтеносными и водо-
носными горизонтами составляет в среднем 2,6 м, а у остальных
в среднем 8,3 м. Все приведенные скважины обводнились из-за
некачественного крепления в период освоения или в первые че-
тыре месяца эксплуатации. Обводненные скважины составили
около 5% рассмотренных.
Наличие заколонных водоперетоков в этих скважинах под-
твердили геофизические исследования. Обводнение скважин в
2—3 раза снижает среднесуточный дебит нефти и в конечном сче-
те требует проведения ремонтно-изоляционных работ.
В табл. 21 приведены скважины, оборудованные пакерами для
предотвращения заколонных водоперетоков. Толщина непроница-
емых перемычек по 50% скважин составляет в среднем 0,8 м, а
у остальных в среднем 8,2 м. В отличие от скважин, пробуренных
на нефтеносный пласт Б8 и не оборудованных заколонными па-
керами, скважины, приведенные в табл. 21, эксплуатируют от
нескольких месяцев до четырех лет. По данным ВНИИБТ и Глав-
тюменнефтегаза, за время эксплуатации ни в одной из оборудо-
146
Таблица 20
Номер скважины Дата Интервал, м
ввода скважины в эксплуатацию обводнения нефтеносной части пласта перфорации водоносных зон или подош- венных вод
5504* Х.1977 1.1978 2156,6—2177,2 2164,6—2177,5 2136,0—2120,0
5521 * IX.1978 При освоении 2200,0—2212,1 2200,0—2208,0 2217,0—2246,0
11 012 V.1978 V.1978 2236,4—2267,2 2236,5—2243,5 2267,21—2284,0
10231* IX.1977 XI 1.1977 2098,8—2143,4 2134,0—2142,0 2155,0—2164,0
10221** 100%-ное обв при осв однение оении 22217,6—2246,0 2232,0—2240,0 2224,8—2215..0
10 357* IX.1977 XI.1977 2140,0—2187,2 21721,0—21186,5 2194,0—2204х0
1.0 255** 100%-ное обв при осв однение оении 2072,2—2119,6 2101,5—2111,0 2130,0—2141,0
4563 Х.1977 XI.1977 2155,0—2204,0 2155,6—2183,5 2213,0—2225,0
10 262** 100%-ное обводнение при освоении 2176,8—2222,0 2212,0—2221,0 2238,0—,2244,0 2161,0—2132,0
4745** 100%-ное обводнение при освоении 2324,8—2339,0 2324,0—2339,, 0 2340,0—23.76,0
10 294 V. 19'7 IX. 1977 2144,5—2185,0 2144,5—2176,0 2200,8—22.12,0
4574 IX. 1977 1.1978 213.1,2 2158.2 2149,0—2.157.0 2158,2—2176,0
* В скважнва.х проведены ремонтно-изоляционные работы после их обводнения при освоении иди в процессе эксплуатации,.
** Скважины простаивали в ожидании ремонтно-изоляционных работ из-за ИЮ%-ногр обводнения.
14?
Таблица 2/
00
Номер скважины Дата ввода скважин в эксплуатацию Интервал» м
установки пакера нефтеносной части пласта перфорации водоносных зон или подош- венных вод
3050 Х.,1974 1808,2—1812,2 1775,6—1815,0 11775,6—(1791,0 18115,От—1828,8
4627 XI.1974 2049,0—2053,0 2063,2—2140,0 2070,0^—2.110,0 2043,0—2022,0
4913 11.1974 2136,0—2140,0 2142,8—2192,5 2146,0—2192,5 2128,0—2100,0
4876 VI. 1974 •2161,5—2165,5 2165,2—2219,5 21168,5—2218,0 2149,5—2136,0
3288 VI.1975 1784,0^1788,0 1751,6—1796,6 1765,5—1780,0 1796,6—1802,8
3289 VI.1975 1819,2—1823,2 1786,0—1825,6 1788,0—1811,0 1825,6—1843,8
3374 11.1975 1878,2-1882,2 1843,4—1886,8 1846,0—1862,0 1886,8—1903,2
3554 VI,. 1976 1783,2—1787,2 176'2,8—-1788,0 1763,0—1769,0 1788,0—1836,0
7130 VII.1976 1800,2—(1804,2 1743,0—1794,0 1776,0—11794,0 1804,0—1864,0
2941 XI.1976 1843,0—1847,0 1804,4—1846,4 1809,0—1829,0 1846,4—1863,2
15070 VI. 1976 1819,6—1823,6 1792,5—1802,5 1792,5—1802,5 11825,0—1884.0
5316 VIII.1976 2066,0—2070,0 2084,0—2129,0 2087,0—2125,0 ' 2063,0—2041,0
5336 IX-1976 2087,6—2091,6 12097,6—2148,8 2103,0—2140,2 2085,0—2093,0
3725* Х.1977 1736,3—1740,3 1686,0—1727,0 1694, Or—1715,0 11746,0—1776,0
7172 V.1977 1956,2—1960,2 1898,0—1958,0 1939,0—1953,0 1964,0—1984,0
7424 IV.1977 1822,0—1826,0 1782,0—1819,0 1807,0—1819,0 1838,0—1909,0
2850 11.1977 1839,5—1843,5 1794,0—,1843,8 1794,0—1833,0 1843,8—1856.2
6072* VIII.1977 2216,4—2220.4 2208,4—21218,4 2208,0—2215,4 2218,4—2247,2
4633 Х.1977 2041,0—2045,0 2058,0—2098,0 2072,0—2.098,0 2Q36.0—2008,0
5476 XI.-1977 2054,4—2062,4 2062,6—2109,0 2079,2—2092,2 2048,0—2036,0
13102 VI.1'977 1739,4^1743,4 1.720,4—1740,0 1725,0—1734,0 1740,0—1751,6
2771 XII.1977 1921,2—1925,2 1868,4-1913,4 1895,0—1913,0 1928,0—1992,0
5220 1.1978 2135,2—2.139,2 2121,0—2139,4 2121,0—2128,0 2139,4 —2168.0
14031 VIII.1978 1797,0—1801,0 1738,8—1768,0 1739,0—1768,0 11797,0—1828,0
1776.8—1797,0 1742,0—1788,0 1800,6—1837,4
J4352* Х1.1978 1790,0—1794,0 1737,5—1 /90,8
2919* V1-1978 '1932,4—1936,4 11934,0—1984,0 1938,0—1943,0 1997,0—2041,•>
1994,8—1998,4 1908,0—1922,0 1934,6—1938,4
7450 IX.1978 1922,8—1926,8 1884,0—1922,0
7496 XI.1978 1805,0—1809,0 1762,0—1805,8 1796,0—4800,5 1808,4—1849,8
2628 IX. 1978 1820.0—1824,0 1790,0—1817,6 1790,5—1811,0 .1817,6—1852,0
14340 IX.19/8 1781,0—1789,0 1734,0—1807,2 1744,6—1773,0 1807,2—1838,6
14032 IX.1978 1762,0—1766,0 1717,2—1773,5 1728,0—1751,0 1778,4—1796,0
11003 IX-1978 2103,5—2107,5 2117,4—2153,2 2120,0—2134,5 21102,0—-092,0
3622 VIII.1978 1737,0—1741,0 1675,2—1/40,4 1687,0—1697,5 1740,4—1756,0
Скважины, в которых применяли ПГП.
ванных пакерами скважин не возникали водоперетоки по заколон-
ному пространству.
Скважины, не вошедшие в табл. 21, где пакеры применяли
для изоляции нефтеносных пластов от близких водоносных гори-
зонтов, при проведении анализа не использовались по следующим
причинам. Толщина перемычек между нефтеносными и водонос-
ными зонами в некоторых скважинах превышала при-
нятую для сопоставления по обводненным скважинам без паке-
ров. Часть скважин после определенного периода эксплуатации
(до двух лет), в течение которого ни в одной из них не отмечено
заколонных водоперетоков, перевели на режим нагнетания.
В результате анализа выданы рекомендации о целесообраз-
ности установки заколонных пакеров в зависимости от конкрет-
ных геолого-технических условий. Применение заколонных па-
керов повысило качество разобщения продуктивных пластов от
водоносных зон, что предотвратило возникновение заколонных
водоперетоков в процессе освоения и эксплуатации.
Заколонные водоперетоки на Самотлорском месторождении
отмечаются и в нагнетательных скважинах. Из-за некачествен-
ного разобщения пластов в этих скважинах закачиваемая в неф-
теносный пласт Б8 вода поступает по затрубному пространству в
вышележащий водоносный пласт Б6. В некоторых нагнетатель-
ных скважинах вода, закачиваемая в нефтеносный пласт Б8 , по-
ступает по затрубному пространству в нижележащий эксплуати-
рующий пласт Б8+2, или наоборот. Заколонные водоперетоки от-
мечены в нагнетательных скв. 3676, 5077, 5334, 5601, 6696, 10834,
10942, 3063, 4910, 10359. Поэтому заколонные пакеры конструк-
ции ВНИИБТ также необходимо устанавливать на обсадные ко-
лонны в нагнетательных скважинах, изолируя сверху и снизу
пласт, где планируется закачка воды.
По данным ВНИИБТ и Главтюменнефтегаза на Самотлор-
ском месторождении в скв. 2157, 4906, 10949, 6681, 7209, про-
буренных ранее и не оборудованных заколонными пакерами, на-
блюдали заколонные перетоки газа. Из 74 пакеров, предназна-
ченных для предотвращения заколонных перетоков газа, 44 уста-
новили для предотвращения миграции газа по затрубному про-
странству вверх в водоносные песчаники сеноманских отложений
(скв. 3724, 7045, 1100 бис, 7222, 16419). Анализ данных по этим
скважинам показал отсутствие заколонных перетоков газа.
При эксплуатации скважин отмечены также случаи прорыва
газа в зону перфорации нефтегазоносных пластов группы А
(скв. 3407). Для предотвращения перетоков газа между нефте-
насыщенной и газонасыщенной зонами установили 30 пакеров
(скв. 3724, 2919, 3622, 4104, 2873, 7118). Анализ промысловых
данных по этим скважинам показал, что в процессе эксплуатации
пакеры обеспечили достаточно надежную изоляцию газоносной
части пласта от нефтеносной и прорыва газа в зоны перфорации
не было.
149
Для повышения эффективности применения заколонных паке-
ров при креплении наклонных скважин необходимо: геологической
службе УБР по согласованию с НГДУ (заказчиком) определять
интервалы их установки в каждой скважине по результатам элек-
трометрических исследований продуктивной части ствола перед
спуском эксплуатационной колонны, повысить требования к точ-
ности установки пакеров в заданных интервалах при спуске об-
садных колонн в скважину; контролировать качество установ-
ки пакера приборами СГДТ, АКЦ и по результатам освоения и
начального периода эксплуатации, а точность установки — лока-
тором муфт.
В добывающих скважинах для изоляции нефтеносных пластов
Б8, Аг-з, Бю от подошвенных вод уплотнительный элемент пакера
устанавливать: при наличии между нефтеносной и водоносной
частями пласта непроницаемой (низкопроницаемой) перемычки
толщиной 3 м и более — против нее; при толщине перемычки ме-
нее 3 м или ее отсутствии — один в нижнюю нефтеносную часть
пласта под зоной перфорации, другой —в зону ВНК- Для изо-
ляции нефтеносного пласта В8 от расположенного выше водонос-
ного пласта Б6 пакер следует устанавливать под последним; если
пласт Б8 состоит из трех пластов Б8, Б8—2, Б8 — в интервалы пере-
мычек между ними.
В нагнетательных скважинах для изоляции зоны перфорации
от выше- и нижерасположенных пластов уплотнительные эле-
менты пакеров следует устанавливать выше и ниже зоны перфо-
рации против низкопроницаемых перемычек.
Устройство УЦМ-140 для установки цементных мостов
в эксплуатационных колоннах [32]
В настоящее время большое внимание уделяется совершен-
ствованию технологии установки цементных мостов. Это вызвано
тем, что в скважинах глубиной более 2—2,5 тыс. м выполнение
этой операции часто заканчивается безрезультатно, а иногда и
приводит к авариям (прихват заливочных труб).
Для повышения успешности операции установки моста разра-
ботан ряд устройств, нашедших применение в отдельных нефте-
промысловых районах, однако результативность их неодинакова
и часто не доказана. При использовании таких устройств пред-
отвращаются потери тампонажного материала в заливочных тру-
бах, обеспечивается получение информации о начале и конце вы-
хода цементного раствора из заливочных труб, а также исключа-
ется обратный переток цементного раствора при подъеме заливоч-
ных труб в кровлю моста. Однако важнейшим недостатком этих
устройств является то, что при их применении не исключается
интенсивное перемешивание и рассеивание тампонажного мате-
150
риала при его выходе в эксплуатационную колонну. Экспери-
ментально доказано, что для получения качественного моста не-
обходимо предотвратить растекание и проседание ядра моста
ниже проектного интервала
реологических параметрах
С целью создания оп-
тимальных условий для
доставки тампонажного
материала, выхода его в
скважину и формирова-
ния цементного моста в
Полтавском отделении
УкрНИГРИ (Б. В. Крых,
П. И. Антонов, В. И. Герц)
разработано устройство,
обеспечивающее непосред-
ственно перед выходом
тампонажного материала
в скважину установку в
эксплуатационной колон-
не пробки-пакера, ограж-
дающей мост снизу.
Оно рассчитано на
применение в эксплуата-
ционных колоннах диа-
метром от 140 до 168 мм
с использованием насос-
но-компрессорных труб
диаметром 73 и '89 мм.
Устройство (рис. 71) со-
стоит из переводника 1 с
седлом и контейнера 2, в
котором запрессована по-
лая пробка-пакер 7. На
торце переводника уста-
новлен обратный клапан-
хлопушка 3. Тарелка 4
клапана состоит из обод-
ка и прикрепленной к не-
му мембраны, изготовля-
емой из хрупкого матери-
ала— чугуна или дюр-
алюминия. Мембрана
рассчитана на разрушение
при избыточном давлении
до 5 МПа.
вследствие различий в плотности и
цементного и бурового растворов.
Рис. 71. Устройство для установки цемент-
ных мостов УЦМ-140
151
Клапан-хлопушка удерживается в открытом положении по-
садочным конусом 5 пробки-пакера, закрепленным в контейнере
калиброванными винтами 6 (давление среза 3 МПа). В комплект
устройства входят верхняя 9 и нижняя 10 разделительные проб-
ки. Конструкция нижней пробки обеспечивает двустороннюю гер-
метичность при посадке в конус пробки-пакера и удержание в
этом положении пружинным кольцом 8.
Устройство работает следующим образом. Тампонажный ма-
териал моста прокачивается по заливочным трубам между двумя
пробками. Нижняя пробка, попав в посадочный конус, выталки-
вает пробку-пакер в эксплуатационную колонну, образуя искус-
ственный забой, а цементный раствор продавливается в затрубное
пространство заливочных труб. При выталкивании пробки-па-
кера клапан-хлопушка освобождается. Сигналом об окончании
продавки служит повышение давления при посадке верхней проб-
ки в седло переводника. При подъеме устройства закрывшийся
обратный клапан препятствует поступлению цементного раствора
в заливочные трубы. Для срезки «головы» моста в затрубном
пространстве заливочных труб создают избыточное давление, под
действием которого мембрана тарелки клапана разрушается, что
обеспечивает возможность обратной промывки. При этом верхняя
пробка движется вверх по заливочным трубам. Появление ее на
устье скважины отмечает начало выхода загрязненного цемен-
том промывочного раствора, который следует выпустить за пре-
делы циркуляционной системы.
Это устройство было успешно испытано на ряде скважин
Мингео УССР.
Глава VI. ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ В НАКЛОННЫХ
СКВАЖИНАХ
Отклонение ствола скважины от вертикали довольно слож-
но влияет на процесс замещения при цементировании. С одной
стороны, это обусловлено тем, что затрудняется центрирование
колонны труб; в результате возрастает влияние насосного распо-
ложения труб в скважине. С другой стороны, ослабляется вли-
яние на процессы замещения разности плотностей контактиру-
ющих жидкостей. Оказывает влияние и расположение труб от-
носительно оси скважины: выше или ниже этой оси находится
ось труб. Существенно затрудняется очистка ствола при промыв-
ке от осыпавшихся при спуске колонны частиц породы. Послед-
ние, оседая на нижнюю стенку ствола и попадая в серповидные
щели между колонной труб и стенками скважины, загущают и
утяжеляют находящуюся здесь промывочную жидкость и затруд-
няют тем самым удаление ее при цементировании. Имеющиеся
в наклонных участках ствола желобные выработки не только
затрудняют цементирование колонн труб, но и являются резерву-
аром для скопления здесь значительных количеств загущенного,
загрязненного шламом бурового раствора. При спуске обсад-
ных колонн, особенно диаметром, большим диаметра бурильных
труб, осыпавшиеся частицы оказываются замещенными как в же-
лобах, так и в местах прижатия труб к стенкам.
С учетом сказанного требования к выбору типа буферной жид-
кости и ее объема при цементировании наклонных скважин суще-
ственно ужесточаются.
Процесс замещения одной жидкости другой разделяется на
две фазы: вытеснение и вымыв. Первая фаза характеризует вы-
талкивание из канала впереди текущей жидкости с одновремен-
ным перемешиванием флюидов у границы раздела. Вторая фаза,
более длительная, начинается после прорыва вытесняющей жид-
кости за пределы рассматриваемого участка и характеризуется
удалением со стенок канала остатков вытесняемой жидкости.
Если в первой фазе основную роль играют конвективные процес-
сы, то во второй — диффузионные.
В работе [8] были проанализированы различные случаи по-
следовательного течения вязких жидкостей в эксцентричном
кольцевом пространстве. Установлено, что в случаях, когда вы-
тесняющая жидкость более плотная и вязкая, процесс вытеснения
происходит более равномерно. Если в начальный период средние
скорости течения на поверхности раздела жидкости в попереч-
нике кольцевого канала различаются из-за эксцентричного рас-
положения труб (средняя скорость в самой широкой части канала
153
в зависимости от эксцентриситета и режима течения жидкостей
превышает в ряде случаев на порядок и более (рис. 72) среднюю
скорость в самой узкой части), то по мере вытеснения средние
скорости течения на поверхности раздела при достижении ио-
Рис. 72. к объяснению характера
движения жидкостей в наклонном
эксцентричном участке скважины
следней критической длины /гкр
сравниваются. Чем меньше /tKp,
тем равномернее вытеснение. В
случаях же, когда плотность р2 и
вязкость вытесняемой жидкости
р2 меньше величин этих парамет-
ров pi и pi вытесняющей, поверх-
ность раздела, наоборот, вытяги-
вается, продвигаясь ускоренно ио
широкой части канала, в то время
как вытеснение из самой узкой
части кольцевого канала приоста-
навливается. Таким образом, ус-
ловия для вытеснения резко ухуд-
шаются. Ранее установлено, что
разность плотностей больше влия-
ет на формирование поверхности
раздела, нежели соотношение
вязкостей.
Для случая вытеснения, когда
P2>Pi и р2=Ц1 = р, величина hKp
может быть определена из выра-
жения
йкр =-----------------Г 'ДГ ~ 7----------------— <VI •1 >
g COS ф (р2 —Pl) (1 4-— °') + Ч (' + «2)
где Q — расход жидкости; а — эксцентриситет колонны в сква-
жине (а = 0—1); а=а/(Д2—Ri); <р—зенитный угол наклона ство-
ла; tn^R'JRi — соотношение радиусов скважины и труб; —
наружный радиус труб; а — расстояние между осями колонны и
скважины.
Из выражения (VI. 1) следует, что с увеличением угла на-
клона величина йкр растет, а следовательно, положительный эф-
фект от превышения р2 над pj проявляется в меньшей степени. В
случае же, когда р, >р2, условия вытеснения в наклонном стволе
по сравнению с случаем <р = 0 несколько улучшаются. Ио данным
ВНИИКРнефти, положительная роль превышения вязкости вы-
тесняющей жидкости над вязкостью вытесняемой при вытеснении
из эксцентричного канала аналогична превышению плотности,
хотя и значительно слабее. Но в наклонном стволе скважины вли-
яние соотношений вязкостей не зависит от угла наклона и опре-
154
делается в основном величинами т, Q и а. С увеличением вязко-
сти вытесняющей жидкости, особенно при рг^рь снижа-
ется возможность ее прорыва по широкой части и
оставления вытесняемой жидкости в местах сужения
зазора. Соотношение динамических напряжений сдвига
при условии исключения формирования застойной зоны действу-
ет аналогично соотношению вязкостей и положительно, если
Т02>'С01-
Процесс вымыва является второй фазой замещения. Из-за
низких скоростей течения в пристенной зоне, где происходит вы-
мыв, продолжительность этой фазы при структурном и ламинар-
ном режимах бесконечно велика. Если же учесть роль физико-
химических явлений на границе раздела различных жидкостей,
то этот процесс из-за образования волн на этой границе несколь-
ко ускоряется. Тем не менее рассчитать это время практически
невозможно, и оно может быть определено лишь эксперимен-
тально. Во всех случаях время вымыва из эксцентричного канала
значительно больше, чем при а=0, из-за более низких скоростей
в узких частях зазора.
Поскольку коэффициент вытеснения Кв, характеризующий
отношение объема вытесненной жидкости в момент появления в
конце канала вытесняющей жидкости к объему всего канала, су-
щественно зависит от распределения скоростей по сечению по-
тока, то Ка будет выше при прочих равных условиях и при струк-
турном, и при турбулентном режимах. Характерно, что с увели-
чением числа Рейнольдса в первом случае Ка уменьшается, а в
последнем возрастает. Достоинство турбулентного режима — су-
щественое сокращение продолжительности вымыва. Это объяс-
няется тем, что коэффициент турбулентной диффузии на несколь-
ко порядков выше коэффициента молекулярной диффузии. По-
следний в вязко-пластичных жидкостях практически равен нулю.
Перечисленные выше факторы позволяют перейти к рассмот-
рению вопроса о выборе буферных жидкостей. Буферная жид-
кость располагается на границе двух разнородных по свойствам
растворов и является, с одной стороны, вытесняемой, а с другой —
вытесняющей. Применение низковязких и легких жидкостей обес-
печивает весьма хорошие условия для их замещения цементным
раствором, но в то же время эти жидкости при вытеснении буро-
вого раствора склонны к проскальзыванию в широкой части экс-
центричного кольцевого зазора, а поэтому не исключается воз-
можность оставления бурового раствора в узких частях зазора.
Как известно [8], в этом случае буферная жидкость постепенно
выжимается в широкую часть зазора, особенно если эта часть рас-
полагается в наклонном стволе под трубами. Если же трубы сме-
щены к верхней стенке, то вытеснение происходит аналогично, но
при этом несколько облегчаются условия вымыва бурового ра-
створа, поскольку часть последнего будет сползать под действи-
155
ем гравитации вниз в более легкую буферную жидкость и уда-
ляться ею. Во всех случаях выжимание легкой буферной жид-
кости в широкую часть кольцевого канала приводит к взаимо-
действию тампонажного раствора в узкой части зазора с буровым
с последующей, как правило, коагуляцией растворов в зоне сме-
шения. В результате вытеснение из узких частей зазора допол-
нительно затрудняется.
Таким образом, применение низковязких и легких буферных
жидкостей (вода, растворы кислот, щелочей и др.) в наклонных
скважинах нельзя считать эффективным. Незначительно сгла-
живает недостаток использования подобных жидкостей при це-
ментировании образование зон смешения с переходными свой-
ствами. В каналах правильной формы (трубы, концентричные
кольцевые каналы) темп образования зон смешения, особенно в
глубоких скважинах, со временем уменьшается. Это дает основа-
ние в подобных случаях рекомендовать низковязкие буферные
жидкости. Необходимость закачивания этих жидкостей в боль-
ших количествах не является в такой ситуации сдерживающим
фактором (если не считать опасности выброса).
Эффективность низковязких буферных жидкостей в наклон-
ных скважинах может быть существенно повышена, если при их
использовании затормаживать их течение в широкой части ка-
нала.
Для этого следует шире применять вязко-упругие составы
(ВУС), рецептуры которых достаточно подробно описаны в ли-
тературе [34, 46]. Имея повышенные сопротивления движению
и двигаясь, как выяснено исследованиями ВНИИКРнефти, лишь
в широкой части кольцевого зазора, ВУС перераспределяют по-
ток, увеличивая скорость течения вытесняющей жидкости (в ча-
стности, буферной, если движутся перед нею) в узких частях
канала и улучшая замещение из этих участков. Низковязкие бу-
ферные жидкости при цементировании всегда движутся с тур-
булентным режимом и обеспечивают удовлетворительный вы-
мыв со стенок остатков промывочной жидкости. Чем эффектив-
нее первая фаза вытеснения, в частности за счет использования
вязко-упругих составов, тем меньше остается для вымыва остат-
ков бурового раствора и тем меньше требуется буферной жид-
кости для цементирования. Как выявлено во ВНИИКРнефти,
на экспериментальной буровой вязко-упругие составы при дви-
жении часто разрушаются и, двигаясь в потоке низковязких бу-
ферных жидкостей, механически воздействуют на пленки и корки
промывочной жидкости, ускоряя их вымыв.
Лучшие условия вытеснения из эксцентричного кольцевого
канала можно обеспечить, используя для разделения буферные
жидкости со средними между р1 и р2 значениями плотностей.
Если плотности бурового и тампонажного раствора близки,,
то необходимо, чтобы вязкости этих жидкостей ро были сред-
156
ними между эффективными вязкостями разделяемых раство-
ров, т. е.
dv/dr + + dv/dr + т12
Нб = 2
Д1 4~ Лз . Т01 + Тр2
2 1dv/dr
(VI.2)
которые приготовляют
материала
Рис. 73. Схема для пояснения движе-
ния жидкостей в эксцентричном про-
странстве
где dvjdr — осредненный по кольцевому каналу градиент ско-
рости.
При соблюдении этих условий буферная жидкость [8] будет
устойчиво двигаться между тампонажным и буровым растворами
на всем пути движения при цементировании.
Обеспечение турбулентного режима течения во всех частях
кольцевого эксцентричного канала должно быть обязательным.
Естественно, при заданных условиях режим течения промывоч-
ной жидкости будет также турбулентным. К числу буферных
жидкостей, позволяющих в широких пределах регулировать плот-
ность и вязкость, следует отнести разработанные во ВНИИКР-
нефти лигниновые буферные
из порошкообразного трехкомг
Плотность этой } буферной
жидкости может изменяться
за счет введения утяжелите-
ля от 1,05 до 2 г/см3, что
позволяет закачивать их в
любых объемах, необходимых
для успешного замещения как
утяжеленных, так и легких
буровых растворов. Величина
pH этих буферных жидкостей
8—9, что обеспечивает высо-
кие моющие свойства. Нали-
чие в этих жидкостях утяже-
лителя придает им при тур-
булентном течении эрозион-
ные свойства, способствую-
щие ускорению вымыва. Со-
став буферной жидкости та-
ков, что она не оставляет на стенках в отличие от бурового
раствора структурированных пленок, а поэтому остатки этой
жидкости цементными растворами удаляются очень быстро.
Поскольку турбулизация является одним из необходимых ус-
ловий эффективного использования буферных жидкостей, рас-
смотрим условия ее обеспечения во всех частях эксцентричного
канала. Для обеспечения турбулизации в любом поперечном уча-
стке эксцентричного канала необходимо, чтобы в каждом эле-
ментарном секторе (все эксцентричное пространство разбивается
на элементарные сектора) обеспечивалось критическое число
Рейнольдса ReKP, а для вязко-пластичных — критическая ско-
БП-100.
157
рость течения аКр. При этом считается, что дуги в каждом эле-
ментарном секторе параллельны (рис. 73). Если принять наруж-
ный радиус всех дуг постоянным и равным Д2, то радиус внут-
ренних дуг Rn изменяется в зависимости от места их расположе-
ния, определяемого углом <р (<р = 04-л), отсчитываемым от места
максимального сближения стенок кольцевого канала.
Величина Ятг рассчитывается на основе элементарных гео-
метрических построений по формуле
Ят i = Я2 — a2 sin2 <р + a cos ср . (VI .3)
Следовательно, если в любом элементарном секторе с кон-
центричными дугами Я2 и Яп
, (VI.4)
Г
то режим течения в данном секторе будет турбулентным.
Здесь иф — средняя скорость течения жидкости в элементар-
ном секторе.
Величина изменяется значительно не только в зависимости
от угла ср, но и от свойств жидкости [29] и градиента давления.
При течении вязко-пластичных жидкостей
(Я2-Ят/)2
/?2 + Ят г-
л Ро Аро \
А р '2 А р3 )
(VI.5)
где г] — структурная вязкость;
. 2 т0 I
Ро — —р
чг max
Яг max = 0,293—0,07la + +0,01 la
т
I —длина эксцентричного участка.
Для вязких жидкостей
1 Ятг-
+~ —
6 |Х
О 47 —
+0,084am;
т2
+ А р
/?2 + RT i I
(VI.6)
Из анализа формулы (VI.4) с учетом сказанного выше следу-
ет, что турбулизация возникает прежде всего в самой широкой
части зазора (при <р = л), где дуги удалены друг от друга на рас-
стояние Я2—ЯТг = Я2—Я1+а. Чтобы турбулизация имела место
во всех секторах, необходимо ее обеспечить в самой узкой части
зазора (<р = 0), когда Я2ЯТг = Я2—Ri—а.
Если эксцентриситет по длине колонны изменяется, необходи-
мо в расчетах брать его максимальную величину. Критическая
скорость акр вязко-пластичной буферной жидкости может быть
найдена из известного выражения
+ = (VI.7)
158
где С —величина, зависящая от числа Хедстрема Не
т0 (Ос — dT)2p т0 4 (Я2 —/?Т£.)2 р
Не =--------=------------------п-------- • (VI '8)
Но величина Rn в самой узкой части зазора в соответствии с
(VI.3) равна Ri + а. Тогда
Не = т° ^2 — 1 — Р (VI 9)
Ч
Определим необходимый расход жидкости для обеспечения
турбулентного режима по всему эксцентричному каналу. Для
этого рассчитаем обобщенное число Reo при течении буферной
жидкости в концентричном канале с радиусами, охватывающими
самый малый сектор R2 и Ri+a при средней скорости потока с[:р,
определенной из (VI.7):
Reo - • (VI•1 °)
, То (Къ — Ki — a)
Ч + c i / —л
6 с Тто/р
Определим коэффициент гидравлических сопротивлений при
течении в этом концентричном кольцевом канале по известной
формуле (VI.9)
Ло
_ 0,075
эксцентричном участке канала дли-
(VI.И)
Поскольку давление на
ной I есть величина постоянная по всем элементарным секторам,
то можно с помощью уравнения Дарси-Вейсбаха определить ис-
комый критический градиент давления для обеспечения турбу-
лентного режима течения в самой узкой части зазора
( Д Р \ , икр р
I --- / — Л о ---------------.
\ / / кр 2 2 (/?2 — Bi — я)
Величина эксцентриситета определяется в соответствии
и зависит от числа центраторов, угла наклона ствола
факторов.
При расчетах (&p/l)KV для низковязких буферных жидкостей
величина ткр определяется из (VI.4) при Re,:p=1600. Тогда по-
лучим
(VI. 12)
(VI.12)
других
800 р,
^кр
(Т?2 —7?1 —а) р
(VI. 13)
с
и
Величина Zn при течении в концентричных каналах никовяз-
ких буферных жидкостей (по Б. И. Мительману) может быть
принята 0,024.
Определим расход жидкости Q3, который необходимо обеспе-
чить для возбуждения турбулизации по всему эксцентричному
159
кольцевому каналу. В каждом элементарном секторе с концент-
ричными дугами (см. рис. 73) величина расхода составит
dQ3 — v4,dS. (VI.I4)
Но dS = (R2 — RTl) dl = (R2 — RTi) Ridq =
= № - Rt i) d <₽. (VI. 15)
Средняя скорость иф в концентричном канале определяется
из формулы Дарси — Вейсбаха
<2(D2-Dz) / Ар\ / - Ят, / А Р \ .... ...
V —ГГ“ (— L = 2 v —(“V(v1-16)
Из сравнения формул (VI.5) и (VI.6) нетрудно заметить, что
влияние эксцентричности на распределение средних по секторам
скоростей при турбулентном течении значительно слабее, что
также благоприятствует ускорению замещения одной жидкости
другой при цементировании наклонных скважин. Влиянием на v((
изменения X по секторам можно пренебречь, приняв его равным
значениям Xq. Это связано с тем, что во всех секторах в рассмот-
ренном случае течение будет турбулентным, а изменения k=f(Re)
при таком течении незначительны.
Подставив (VI.15) и (VI.16) в (VI.14), путем интегрирования
получим выражение для определения критического расхода Q3.Kp
<р
<2э.кр = Л [ (/?2-W/2 № dtp, (VI.17)
6
ГМЛ=2
Решая это уравнение численным способом, можно построить
графики или таблицы Q3MV=f(A, a, R, m=R2/R1), дающие воз-
можность быстро определить минимально необходимую для ка-
чественной изоляции пластов подачу насосов Q-, при закачке це-
ментного раствора в кольцевое пространство. На рис. 74,а, б, а
приведены расчетные зависимости q3.Kp=f(a, т, Ri) для наиболее
распространенных случаев цементирования колонн диаметрами
114, 146 и 168 мм. Величина А принята во всех расчетах равной
0,01. Если необходимо найти величину (?э.кр для конкретного слу-
чая, то нужно предварительно по формулам (VI.7) или (VI.13)
рассчитать укр, исходя из максимальной величины эксцентриси-
тета a = a(R2—Ri) в наклонном участке скважины. Затем по фор-
муле (VI.12) определить критическую величину градиента дав-
ления (Ар/уКр и рассчитать величину А
л“8'4/С¥Г7- (VL18>
160
Затем по графику, зная a, m=R2/Ri, R{, можно определить ^э:кр,
а умножая на величину А, выраженную в сотых долях, рассчи-
тать фэкр (в л/с). Например, если q3 Кр= 1,1, а /1 = 0,30, то Q3Kp=
= 1.1-30 = 33 л/с.
а
Рис. 74. Расчетные зависимости <7а.кр = / (а, т, R) :
К =5,7 см (а); /?( = ?,05 см (б/; /?,=8,4 см (а). / — т=2,25; 2 — zn = l,95; 3 — m=l,65;
4 — т= 1,35
Определение необходимых для цементирования наклонных
скважин количеств буферных жидкостей
С определением количеств закаченных буферных жидкостей
тесно связан эффект, получаемый от их использования. Как уже
отмечалось выше, в эксцентричном канале появляются условия,
способствующие одностороннему их течению, а следовательно,
увеличению поверхности контакта последовательно текущих жид-
костей.
Это ведет к образованию значительных объемов смешивающих-
ся жидкостей с одновременной потерей их технологических
свойств. Поэтому при расчетах необходимого количества буфер-
ных жидкостей W6 должны обязательно учитываться условия,
влияющие на их смешение, а именно: длина канала, его диаметр,
форма, а также режим течения контактирующих жидкостей и их
свойства. Методика расчета [8] не учитывала несоосность рас-
положения колонны труб в скважине. Проведенные исследова-
ния М. В. Лурье, В. И. Марона и др. *[29] в области последова-
тельной перекачки нефтепродуктов позволяют при определении
Гб учесть влияние на смешение этого фактора и рассчитать эту
величину.
6 Зак. 255
161
Рассмотрим наиболее общий случай, когда нижняя раздели-
тельная пробка не применяется, а средний эксцентриситет колон-
ны в цементируемом наклонном участке ствола равен а. Допус-
тим, что средняя скорость закачки при цементировании состав-
ляет в трубах Vt- Определим фактическую длину зон смешения бу-
ферной жидкости с буровым раствором и с тампонажным соот-
ветственно:
L6 = —(VI. 19)
= (/^м+/^м) , (VJ20)
где /1 см, h см, /з см — теоретические длины зоны смешения соот-
ветственно бурового раствора, буферной жидкости и тампонаж-
ного раствора.
При расчете длин зоны смешения необходимо учесть смешение
жидкостей в трубах, а затем при дальнейшем течении в затруб-
ном пространстве. При течении в эксцентричном канале размеры
зоны смешения будут дополнительно возрастать из-за отставания
течения жидкостей в самой узкой части зазора. В результате к
концентричному участку приблизятся зона смеси, движущаяся в
широкой части зазора, а затем постепенно и зоны, движущиеся в
остальных суженных частях. Поскольку на участке изменения
эксцентриситета происходит перераспределение скоростей по сек-
торам и связанное с этим поперечное движение жидкости вокруг
колонны труб, одновременно с этим разрушается поверхность раз-
дела и перемешиваются жидкости вдоль всей этой поверхности.
Таким образом, в эксцентричном канале длина зоны смеси оп-
ределяется в значительной мере соотношением скоростей течения
в самом узком и широком зазорах. Поэтому при расчете длины
зоны смешения в эксцентричном канале будем рассматривать те-
чения контактирующих жидкостей лишь в самом широком и са-
мом узком элементарных секторах, дуги в которых принимаются
концентричными. При расчетах будем исходить из следующих по-
ложений.
1. Величина эксцентриситета колонны в скважине а есть вели-
чина постоянная на рассматриваемом участке скважины длиной
/ц.
2. Буровой раствор и буферная жидкость движутся с турбулен-
тным течением во всех участках сечения, а тампонажный раст-
вор — со структурным.
Анализ данных по смешению позволил уподобить решение пос-
тавленной задачи решению по определению длины зон смешения
при последовательном движении жидкостей в трубопроводах с
лупингами (местными разветвлениями трубопровода на несколь-
ко труб меньшего диаметра, сходящимися далее вновь вместе)
[29]. В конкретном случае жидкость на выходе из колонны груб
162
распределяется по элементарным секторным каналам различных
размеров, расположенным вокруг обсадных труб. Как уже отме-
чалось, нами будет рассмотрено течение лишь в самом малом и
самом большом секторах, в них происходящее в концентричных
трубах с расстоянием между дугами соответственно —Ri—а и
Ri—Ri+a. Определим средние скорости течения в этих секторах
каждой из последовательно движущихся жидкостей при цемен-
тировании. Если при течении в трубах эти скорости одинаковы и
равны цт, то в эксцентричном зазоре они в каждом из секторов
по длине канала не равны. Если величины вязкости и плотности
буферной жидкости средние между этими показателями буро-
вых и тампонажных растворов, то самую низкую скорость в самой
узкой части зазора имеет тампонажный раствор, поскольку его
вязкость и плотность самые большие, а максимальную — буровой
раствор.
В расчетах примем, что средние скорости движения поверхнос-
тей разделов в самой узкой иу и широкой иш частях равны средней
скорости течения буферной жидкости в этих участках. В решении
полагаем, что соблюдены условия, исключающие образование
застойной зоны [8].
Поскольку по условию турбулентный режим течения буферной
жидкости обеспечивается, то величины иу и иш должны рассчи-
тываться по формуле (VL16). Фактическое значение р//^|Л j ,
' I -кр
необходимое для расчета, определяется при известной величине
подачи насосов Q следующим образом. При известных т, a, Ri
находится (используем для упрощения рис. 74, а, б, в), затем
величина А — Q/100с/. Зная А, из выражения (VI.18) вычисляем
величину р/1. Величина X, необходимая для расчетов Ар//, при-
нимается равной значениям этой величины для концентричного
канала, поскольку при турбулентном течении влияние а на гид-
равлические сопротивления незначительно [8]. Рассчитываем по
формуле (VI.11), где число Рейнольдса определяется по извест-
ным формулам при средней скорости течения в кольцевом канале
к л
Зная X и Др//, получаем
»ш = 2 1/R^-Rl + а —А ; (VI.21)
» Л Р2 4
»у-2 (Vl.22)
Теперь определим длины зон смешения для каждой жидкости.
Найдем сначала длину зоны /] см. Эта величина после течения в
колонне труб длиной /т, а затем в двух параллельных трубах
6* Зак. 255
163
разного проходного сечения может быть вычислена с помощью
формулы (3.281) {28]
+ 2», + А + 1/А + , (VI.23)
\ г ит ' °v ит '
где K’i — коэффициент эффективной диффузии бурового раствора;
z — коэффициент, зависящий от пределов концентрации компо-
нентов в смеси [29].
Длина зон смешения буферной жидкости и тампонажного
раствора при течении в тех же условиях находятся соответствен-
но по аналогичным зависимостям:
/2см = Ут /ц (-------1 + 2цт (1/4- + -V +
\ УУ / \ V гд VT
__ / /ц /ц \
+ V/+4 ; (VI.24)
г у т /
/3 см — Ут 1ц I-----) 4 2 Ут Z | "1 / —, - _|_ —Г-----L
\ fy Vui J \ V < 1 4
__ / lit 1т \
+ V4F + T3 (VI.25)
Коэффициент эффективной диффузии для жидкостей, движу-
щихся при турбулентном режиме течения, определяется по фор-
муле (3.60) [29]
К = 3,56ит /?в л2'25 /Л?, (VI.26)
где Дв — внутренний радиус колонны труб; п — показатель
неньютоновских свойств жидкостей, определяемый с помощью
реогониометра. Для ньютоновских жидкостей п=1. Для тампо-
нажных и буровых растворов 1<л<0; Лт — коэффициент гид-
равлических сопротивлений при течении в круглой трубе.
В соответствии с формулой для Хт, предложенной Метценером
и Доджем
(VI.27)
п
а
b
Хт = 4 a Re’ в
Величины а и b зависят от п и представлены ниже:
0,2 0,3 0,4 0,6 0,8 1
0,0646 0,0685 0,0712 0,0740 0,0761 0,0779
0,349 0,325 0,307 0,281 0,263 0,25
164
Если же жидкости движутся при структурном режиме (напри-
мер, тампонажный раствор) и если пренебречь молекулярным
переносом, то А рассчитывается по формуле (3.53) [29]
о2 У?2
К = G (n) , (VI.28)
где D — коэффициент молекулярной диффузии.
Согласно [29]
п.................. 1 0,9 0,7 0,5 0,3 0,1
G ............... 0,0206 0,0196 0,0171 0,0136 0,00864 0,00199
Коэффициент молекулярной диффузии для неньютоновских
жидкостей весьма мал и для тампонажных и буровых растворов
экспериментально не определялся. В расчетах следует прини-
мать Z) = 0,88X10-5 см2/с, соответствующий диффузии. Зная Ц См,
ll см, /з см, можно рассчитать необходимую длину столба буфер-
ной жидкости /б для надежного разделения бурового раствора от
тампонажного:
— — (Л см4 /2 см) 4-— (/2 см4“^3 см)= - (Л СМ 4- 2 /2 см + /3 см)- (VI.29)
4 4 4
Анализ зависимостей (VI.23) — (VI.25) показывает, что в экс-
центричном кольцевом канале, характерном для наклонных сква-
жин, длина зон смешения будет значительно больше, чем в
концентричных, на величину первого слагаемого, определяемую
степенью неравномерности скоростей в эксцентричном канале.
Если бы истечение жидкости из труб происходило в концентрич-
ное кольцевое пространство, то, поскольку в этом случае средние
скорости течений по всем секторам сравниваются, выражения
(VI.23) — (VI.25) существенно упростятся и в общем виде пред-
ставятся как
h см = 4 vr 2 VKl Л/ 4- Д- , (VI.30)
У < <
где ик — средняя скорость течения жидкостей в концентричном
кольцевом канале; i — индекс жидкости.
Глава VII. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ ДЛЯ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НАКЛОННЫХ
СКВАЖИН'
Цементирование наклонных скважин в большинстве слу-
чаев осуществляется тампонажными портландцементами без
добавок, изменяющих свойства растворов. В отдельных случа-
ях корректируются сроки схватывания. При высоких темпера-
турах и давлениях рекомендуется применение тампонажных
шлакопесчаных цементов ШПЦС-120 или ШПЦС-200.
В основном тампонажные растворы седиментационно неус-
тойчивы. Седиментационные процессы сопровождаются обра-
зованием направленных в противоположную сторону фильтра-
ционных потоков жидкой фазы раствора. Потоки разрушают
прочностные связи между клинкерными частицами и способст-
вуют образованию микроканалов в твердеющем растворе.
Цементирование наклонных скважин требует использова-
ния тампонажных цементов, обладающих некоторыми специ-
фическими особенностями. Факт наличия кривизны при прочих
равных условиях увеличивает вероятность каналообразования
в тампонажном растворе, находящемся в заколонном прост-
ранстве сразу после завершения операции. Объяснение этому
явлению можно найти в следующем [6]. В вертикально распо-
ложенном цилиндре тампонажный раствор (особенно с низ-
кой удельной поверхностью) седиментирует так же, как и в
наклонном. Однако в случае наклонного положения цилиндра
(рис. 75) создаются более благоприятные условия для канало-
образований по сравнению с его вертикальным положением.
В вертикальном цилиндре оттесняемая при седиментации из-
быточная мобильная вода затворения, стремясь подняться
вверх, должна пройти через всю массу раствора (рис. 75,а). В
наклонно установленном цилиндре (а<45э, рис. 75,6) вода,
пройдя через небольшой слой раствора, достигает внутренней
поверхности цилиндра и, двигаясь вдоль нее, образует восхо-
дящий поток, промывая канал. Если наклоненный цилиндр
условно разделить на элементы (етпо), то схема движения воды
может быть представлена, как показано на рис. 75,6. При неко-
тором угле наклона скорость движения потока воды вдоль вер-
хней стенки максимальна. В этом случае составляющая массы
седиментирующего тела G и гидравлическое сопротивление
смеси (сопротивление движению оттесняемой воды сквозь
структурированную массу тампонажной смеси) будут иметь
оптимальные значения, т. е. величина G достаточно велика при
наименьшей протяженности пути движения воды [6].
'Написано совместно с П. Ф. Париновым.
166
С увеличением угла наклона цилиндра (рис. 75,в) интен-
сивность движения потока уменьшается, а при горизонтально
установленном цилиндре (рис. 75,а) отстой характеризуется
спокойным накоплением воды у верхней стенки цилиндра.
Подтверждением выводов лабораторных экспериментов
являются результаты анализа случаев образования продольных
каналов непосредственно в скважинах (А. П. Агишев,
А. И. Бережной, А. И. Булатов, А. К. Куксов, О. Н. Обозин и
Рис. 75. К механизму каналообразования в цементном растворе
др.). Наиболее показательны результаты образования каналов
в обсадных трубах при преждевременном схватывании тампо-
нажного раствора. При разрезании обсадных труб вдоль и по-
перек виден четкий канал (рис. 76). Схема движения воды в
цементном растворе на наклонном участке скважины представ-
лена на рис. 77. Вода движется вверх, образуя у трубы или
стенки скважины канал. В процессе сжатия объема цементно-
го раствора — камня вода засасывается раствором и возникает
канал.
Причиной описанных выше явлений следует считать седи-
ментационную неустойчивость раствора из «чистых» тампонаж-
ных портландцементов. Следовательно, основная мера преду-
преждения каналообразования — повышение седиментационной
устойчивости тампонажных растворов. Показателем седимен-
тационной устойчивости тампонажных растворов являются низ-
кие значения их водоотдачи. Поэтому тампонажные растворы,
характеризующиеся низкой водоотдачей, седиментационно
устойчивы. Таким образом, для цементирования всех, но в пер-
167
вую очередь наклонных скважин необходимо применять там-
понажные растворы с пониженной водоотдачей.
Экспериментальные работы, проведенные во ВНИИКРнеф-'
ти, показывают, что водоотдача раствора из тампонажных порт-
ландцементного или шлакового цементов очень высока; нали-
чие же фильтра из глинистой корки резко изменяет характер
фильтрации воды: устанавливается линейная зависимость ко-
личества отфильтровавшейся воды от перепада давления
(0,1—40 МПа). Исследования, проведенные В. И. Крыловым
совместно с В. А. Волошиным, М. В. Бернштейном, Ю. Я. Та-
Рис. 76. Схема расположеняя участ-
ков в цементном растворе, находя-
емся в трубе наклонной скважины:
/ — цементный камень: 2 —труба; 3 —
участок цементного камня с повышенным
содержанием воды; 4 — вода
Рис. 77. Схема движения воды в це-
ментном растворе на наклонном уча-
стке скважины
радыменко и А. А. Вольтере [6], показали, что перемешивание
и абсолютное давление оказывают существенное влияние на
водоотдачу тампонажного раствора, поэтому для обеспечения
качественного цементирования необходима специальная обра-
ботка растворов.
Наиболее распространенные реагенты-регуляторы фильтра-
ционных свойств тампонажных растворов — высокомолеку-
лярные соединения. Обработка растворов такими реагентами,
как правило, приводит к повышению общей вязкости тампо-
нажных растворов, что нежелательно с технологической точки
зрения. '
168
Большинство известных понизителей водоотдачи (независи-
мо от механизма действия на фильтрационные свойства) явля-
ется замедлителями схватывания тампонажных растворов.
Обработка этими реагентами тампонажных растворов при це-
ментировании «холодных» скважин значительно удлиняет
срок схватывания. Поэтому при разработке стабилизирован-
ных тампонажных растворов с пониженной водоотдачей для
цементирования «холодных» скважин необходимо использо-
вать реагенты, не влияющие на скорость схватывания тампо-
нажных растворов.
Многие понизители водоотдачи вызывают значительное
снижение начальной прочности тампонажного камня и, как
правило, замедляют ее рост в дальнейшем.
Более эффективный способ снижения водоотдачи тампо-
нажных растворов — введение в них бентонитовой глины с
последующей обработкой их высокомолекулярными химичес-
кими реагентами.
Наиболее распространенные добавки полимерного типа,ис-
пользуемые за рубежом, — карбоксиметилоксиэтилпеллюлоза
(КМОЭЦ), D-23, Нас, Halad-9, Halad-11 CFR-2. Перечислен-
ные реагенты являются водорастворимыми полимерами и по-
ставляются в виде тонкодисперсного порошка. Некоторые из
них, такие, как Halad-9, можно добавлять непосредственно к
сухому цементу. Количество вводимых реагентов колеблется
от 0,6 до 1,5% (от массы цемента), при этом водоотдача там-
понажных растворов составляет 30—170 см3/30 мин при пере-
паде давления 3,5 МПа. Температурный диапазон применения'
каждой из этих добавок различен, но из их ряда можно выби-
рать добавки для регулирования фильтрационных свойств
тампонажных растворов при цементировании скважин с забой-
ными температурами от 20 до 200°С.
В отечественной практике для этих целей рекомендован ряд
высокомолекулярных соединений. Однако использование их по
ряду причин носит эпизодический характер. Из известных ре-
агентов— понизителей водоотдачи применяют в основном ги-
пан, КМЦ, ММЦ. Для снижения водоотдачи растворов до 40 —
100 см3/30 мин (по ВМ-6) требуется добавка 1 —1,5% гипана
(на сухое вещество). Этот реагент рекомендуется для исполь-
зования при цементировании скважин с забойными температу-
рами 100—200°С. При более низких температурах добавка
0,3% гипана вызывает необходимость дополнительного введе-
ния до 5% ускорителя схватывания—кальцинированной со-
ды. При этом прочность образующегося камня на сжатие умень-
шается на 35—40% по сравнению с прочностью камня из необра-
ботанного раствора. Тампонажные растворы с добавками ги-
пана теряют свою подвижность, если содержание в них солей
Са2+ и Mq2+ превышает 0,4%.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) поставляется в виде
169
мелкозернистого, трудно растворимого в холодной воде порош-
ка. КМЦ при температуре до 100°С вызывает сильное замедле-
ние процесса схватывания тампонажных растворов. ММЦ-ЬТР —
модифицированная метилцеллюлоза поставляется в виде
порошка, растворимого в воде при 25 — 130'С. Введение,
этого реагента не влияет на сроки схватывания тампонажных
растворов, предназначенных для цементирования «холодных»
скважин. Ввод 0,2% ММЦ позволяет уменьшить водоотдачу'
растворов до 15 см3/30 мин по ВМ-6 (Н. А. Мариампольский}.'
Оптимальная рекомендуемая добавка реагента составляет
0,1—0,2%.
Сравнительная оценка эффективности этих реагентов при-
ведена на рис. 78. Эксперименты проводились на установке
УВЦ-1 при Ар = 3,75 МПа.
Установлено, что увеличение перепада давления вызывает'
возрастание скорости фильтрации и объема отфильтрованной
жидкости фазы растворов (В. А. Волошин).
Время, мен
Рис 78. График влияния высокомо-
лекулярных соединений на кинетику
фильтрации тампонажных растворов:
1— без добавки: 2—1,0% гипана; 3—
1,5% КМЦ; 4—0,3% ММЦ
Рис. 79. Кинетика фильтрации там-
понажных растворов, обработанных
ПВС5 05:
I — 0,75% ПВС5 05 при 348 К; 2 — 0,5%
пвс’ при 323 к
При действии высоких температур и давлений накоплен не-'
малый опыт цементирования скважин тампонажными раство-'
рами (на базе портландских и шлаковых цементов) с низкой
водоотдачей, что обеспечивается введением в цементы бентони-
товой глины и обработкой их гипаном или КМЦ. Результаты
применения указанных тампонажных растворов различных
рецептур положительны. Однако при понижении температуры
рецептуры составляются сложно — часто требуется введение
ускорителей процессов структурообразования.
170
Для условий с температурами до 25—75°С составление по-
добных рецептур на базе известных химических реагентов не-
возможно. Для этой цели совместно с НПО Пластполимер во
ВНИИКРнефти под руководством В. И. Крылова М. В. Берн-
штейн, В. А. Волошин и другие разработали новый реагент
(ПВС-ТР) на основе поливинилового спирта (ПВС) для обра-
ботки тампонажных растворов (ТР), который особенно необхо-
дим для цементирования наклонных скважин в условиях За-
падной Сибири.
Для обработки тампонажных растворов при пониженных
температурах во ВНИИКРнефти (В. А. Волошин и др.) были
использованы сополимеры винилового спирта с винилацета-
том и поливинилового спирта с акриловой кислотой (АК). Со-
полимеры поливинилового спирта с акриловой кислотой, сни-
жая водоотдачу, вызывают замедление процесса загустевания
тампонажных растворов и способствуют снижению прочности
камня при действии температур до 75°С. Сополимеры винило-
вого спирта с винилацетатом лишены отмеченных недостатков,
т. е. при той же водоотдаче прочность цементного камня и
время загустевания раствора практически не изменяются.
Введение в цементные растворы ПВС снижает их водоот-
дачу и изменяет характер фильтрации (рис. 79). Процесс филь-
трации проходит примерно 2 мин после начала перепада дав-
ления, затем водоотдача прекращается, что связано с формиро-
ванием непроницаемой фильтрационной корки.
Таблица 22
Свойства тампонажного раствора—-камня, обработанного ПВС-ТР
Цемент Добавка ПВС-ТР, % и р кг/м3 Д. см т, к 1 Седиментаци- онное водоот деление за 3 ч, мм Водоотдача при А р=3,7 МПа, см3/30 мин Время загус- тевания, мин Прочность че- рез 48 ч, МПа
Изгиб Сжатие
Портланд- цемент 0,5 0,5 1820 21 298 2/14 20 480 480 2,7 2,9 8,2 7,8
0,5 0,5 1820 21 323 2/14 32 225 240 5,0 4,5 13,0 11,8
1,0 0,5 1820 19 348 0,5/14 43 НО 105 67 6,4 14,6 15,0
ШПЦС-120 1,5 0,47 1800 21 373 3/20 50 210 210 3,8 3,7 9,0 8,3
УШЦ1-120 2,0 0,35 2000 19 373 4/25 33 235 235 2,9 3,1 7,0 6,2
П р и м еч а бавки. НИЯ. 1 В з? аменатс ле пр 4веден{ 1 данные для р аствора камня без до-
2. Водоотдача раствора без добавки — 700 см3/30 мин.
3. В качестве замедлителя использовалась ССБ (0,3%).
171
Лабораторные работы показали, что ПВС (а именно
ПВС5?5) не оказывает влияния ни на прочность, ни на загус-
тевание тампонажных растворов из портландцементов при тем-
пературах до 75—100°С (табл. 22).
ПВС-ТР при обработке тампонажных растворов интенсив-
но их вспенивает. В качестве антивспенивателя на основе про-
панола предложен антивспениватель БА, представляющий
собой спиртовый раствор, не замерзающий при температуре
до —20°С. Количество БА, предотвращающее пенообразование;
составляет до 5% (в расчете на массу ПВС-ТР). Он не влияет
на физико-механические свойства раствора и камня.
Ниже описан механизм снижения водоотдачи и повышения
седиментационной устойчивости тампонажных растворов
(В. А. Волошин, Ю. Я- Тарадыменко и др.).
В жидкости затворения при введении ПВС в определенном
количестве формируется устойчивый студень. Сразу же после
затворения портландцемента этой жидкостью начинается про-
цесс гидратации клинкерных зерен, и в жидкой фазе появля-
ются в первую очередь растворимые щелочи и соли, а также
гидроокись кальция. По мере насыщения жидкой фазы элект-
ролитами, являющимися для ПВС осадителями, в ней протека-
ют последовательно (или параллельно) процесс высаживания,
приводящий к формированию студня с большей концентрацией
по полимеру, и процесс кристаллизации полимера, который так-
же приводит к ускорению образования участков, более концен-
трированных по полимеру.
Образующийся концентрированный студень характеризует-
ся значительной прочностью и высоким содержанием иммоби-
лизованной воды. При этом концентрация электролита в вы-
саженном студне ниже, чем в окружающей жидкой фазе. Наи-
более благоприятные условия возникают в узких частях капил-
ляров. Образовавшиеся сгустки студня кольматируют капилля-
ры, препятствуя миграции жидкой фазы при возникновении
градиента давления.
После образования отдельных агрегатов высаженного студ-
ня вязкость основного объема жидкой фазы уменьшается и
приближается к вязкости жидкости затворения без ПВС. Поэ-
тому добавка ПВС в тампонажный раствор не оказывает зна-
чительного влияния на физико-механические свойства тампо-
нажного раствора. Следует отметить, что скорость высаживания
студня ПВС зависит от минералогического состава портланд-
цемента и его активности. Это связано со скоростью насыще-
ния жидкой фазы раствора осадителями.
Исследование фазового состава продуктов гидратации
портландцемента в присутствии ПВС подтвердило правильность
толкования механизма понижения водоотдачи тампонажного
раствора поливиниловым спиртом. Поливиниловый спирт не
вступает в химическую реакцию с продуктами гидратации'
172
портландцемента и не вызывает принципиальных изменении
появляющихся новообразований, что позволяет рассматривать
ПВС в цементном камне как инородные включения.
Как уже указывалось, ПВС при насыщении жидкой фазы'
продуктами гидратации портландцемента высаживается в виде
глобул, причем концентрация электролитов внутри глобул
значительно ниже концентрации электролитов в объеме жидкой
фазы. Поскольку студень ПВС при образовании стремится
захватить максимальное количество жидкой фазы, достигается
существенное перераспределение концентрации электролитов
в системе: новообразования формируются в более «стесненных»
условиях по сравнению с твердением цемента без добавки ПВС
при одинаковом водоцементном отношении. При этом несколь-
ко увеличивается основность гидросиликатов и увеличивается
количество гидроокиси кальция, сорбированное гидросилика-
тным гелем.
Применение ПВС-ТР при цементировании многочисленных
наклонных скважин в Главтюменнефтегазе и других районах
страны показало его высокие технологические свойства.
Повышение деформативных свойств тампонажных цементов
Камень из затвердевшего тампонажного раствора, нахо-
дящийся в заколонном пространстве, в наклонных скважинах
гораздо в большей степени, чем в строго вертикальных, под-
вержен растрескиванию вследствие большего количества удар-
ных нагрузок, причем величина их имеет также большие значе-
ния. Поэтому в случае наклонных скважин целесообразно
иметь тампонажные материалы, камень которых имеет повы-1
шейную трещиностойкость.
В настоящее время широко применяется метод дисперсного/
армирования материалов, позволяющий существенно повысить'
их прочностные свойства.
С этой целью А. И. Булатовым, Д. Ф. Новохатским,
В. А. Левшиным, П. Ф. Париновым, Ю. И. Сидоренко и дру-
гими проведены исследования влияния на физико-механические
свойства тампонажного раствора и камня дисперсно-армиру-
ющей добавки — коротких минеральных волокон следующего
состава (в % то массы): SiO2 — 4,12; А12О3 — 3,79; Fe2O3 — 0,64;
МпО — 3,12; СаО—48,12; MgO —2,62.
В качестве вяжущего использовался портландцемент для
«горячих» скважин. Твердение тампонажного раствора проис-
ходило в автоклавных условиях при различных температурах
и постоянном давлении, равном 30 МПа.
Волокна вводились в вяжущее с последующим перемешива-
нием до их равномерного распределения в сухой смеси. Для
‘Написано П. Ф. Париновым.
173
сокращения трудовых затрат и времени при комплексном ис-
следовании влияния размеров и количества волокон армиру-
ющей добавки на свойства тампонажного раствора и камня
был использован известный метод рационального планирования
эксперимента [42] и статистическая обработка результатов.
Было спланировано 30 экспериментов, в качестве входных фак-
торов взяты: размер волокон I (в мм), их количество Q (в°/о от
массы сухой смеси), водоцементное отношение В:Ц и темпера-
тура твердения Т (в °C).
В качестве выходных параметров приняты следующие свой-
ства тампонажного раствора и камня: растекаемость Д, плот-
ность раствора р, прочность при изгибе оИзг и сжатии сцж, отно-
шение осж/оизг (М и ударостойкость камня (<туд).
Результаты приведенных спланированных экспериментов
приведены в табл. 23. Они были обработаны с использованием
регрессионного анализа под программами ORDER, MINV и
MULTR пакета программ на ЕС ЭВМ по обычной методике.
Таблица 23
1 В:Ц т <2 Д р ^ИЗГ °сж X °УД
10 0,55 40 18 7 1,72 62 100 1,61 10,0
3 0,60 40 6 25 1,70 59 96 1,63 9,0
5 0,60 40 23 25 1,72 43 104 2,42 6,0
3 0,65 40 12 25 1,68 60 90 1 ,50 10,0
10 0,50 50 9 14 1,84 54 170 3,15 6,0
3 0,55 50 3 25 1,78 63 140 2,25 8,0
5 о;б5 50 15 12 1,69 43 90 2,09 7,0
10 0,45 60 20 1,82 53 170 3,21 5,0
3 0,50 60 25 1,81 42 140 3,33 4,0
5 0,55 60 12 12 1,74 65 170 2,62 8,0
5 0,45 70 9 14 1,84 80 140 1,75 7,0
3 0,50 70 15 25 1,74 52 100 1,92 6,5
10 0,65 70 3 25 1,69 40 100 2,50 6,5
3 0,45 80 18 20 1,82 54 160 2,96 8,0
5 0,50 80 6 18 1,82 48 130 2,71 6,0
5 0,60 80 12 21 1,73 60 155 2,58 7,0
10 0,65 80 25 1,68 41 140 3,41 5,0
3 0,45 90 15 21 1,81 30 200 6,67 4,0
10 0,60 90 3 25 1,72 39 200 5,13 4,5
5 0,65 90 9 25 1,68 40 200 5,00 5,0
5 0,55 100 6 23 1,80 23 80 2,86 5,0
10 0,60 100 18 8 1,80 70 104 1,49 7,0
3 0,65 100 18 25 1,72 50 90 1,80 6,0
5 0,45 НО 3 20 1 ,84 31 130 4,19 6,0
10 0,55 110 15 7 1,80 42 130 3,10 6,5
3 0,60 ПО 27 25 1,72 51 120 2,35 7,0
10 0,45 120 6 17 1 ,84 32 140 4,38 7,0
10 0,50 120 12 18 1,78 42 122 2,90 6,0
3 0,55 120 24 1,75 28 160 5,71 4,0
5 0,50 120 18 13 1,81 54 200 3,70 7,0
174
Для каждого исходного параметра было построено по че-
тыре класса моделей (линейная, полиномиальная 2-й степени,
гиперболическая и смешанная — композиция первых трех), из
которых были выбраны наилучшие (1 —10):
Д= 12,220—1,138/ —0,417(2 + 28,130 (В : Ц); (VII.1)
р = 2,433 —0,710 (В: Ц) — 0,010/ — 0,024Q; (VII.2)
оизг = 8,050 — — 1864,933 ----!----h 60,309 (-:Ц)- +
Т (В:Ц) Т
+ 295,743 Q — 123,108 1 - + 3,021 Т + 0,564 —--------i-
Т I (В:Ц)
+ 0,004 (TV— 1,199 ----------- 0,002 -^-; (VII.3)
(В:Ц) Q
стсж= 182,23 — 0,69 (В:Ц) + 1,06 Т — 0,23 / + 0,01 Q ; (VII.4)
X = 4,12 — 0,48 7^ — 0,29 Q —0,29 (В: Ц) — 0,21/; (VII.5)
оуд = 8,07 — 0,04 Г + 0,1 <2 + 0,09 (В : Ц) — 0,005/ ; (VII.6)
студ = 39,19 —0,151 Л+ 0,45 оизг + 0,04 Q —0,0067 +
+ 9,642 (В : Ц) — 0,011 стс>к ; (VII.7)
сгуд = 9,58 —0,56Z+ 0,08Q—0,17 7 + 1,48 (В : Ц); (VII.8)
цуд = 4,85 + 0,075оизг — 0,01 осж ; (VII.9)
Оуд = 9 — 0,838 X. (VII. 10)
В формулах (VII.1) — (VII. 10) переменные приведены в по-
рядке важности их влияния на результаты экспериментов.
Анализируя полученные регрессионные зависимости, значе-
ния дисперсий, коэффициенты корреляции и результаты экспе-
риментов, можно сделать сле-
дующие выводы о влиянии
размеров ’волокон и их коли-
честв на физико-механические
(и деформативные) свойства
тампонажного раствора и кам-
ня (табл. 24).
1. Растекаемость тампо-
нажного раствора уменьшает-
ся, что накладывает ограниче-
ния на длину волокон и их
количество с учетом макси-
мально допустимого значения
В:'Ц.
Таблица 24
1, мм В:Ц г, °C <2. % от массы сум-
мы смеси
3 0,10 40
5 0,15 50 3
10 0,50 60 6
0,55 70 9
0,60 80 12
90 15
100 18
НО
130
2. Влияние размеров волокон и их количества на плотность
раствора не существенно, так как минеральное волокно (р =
= 2,7 г/см3) и вяжущее имеют близкие значения плотности. Бо-
лее существенное влияние на этот фактор оказывает В:Ц.
175
3. Увеличение размеров волокон и содержания влечет за со-
бой заметный прирост прочности на изгиб и менее значитель-
ный— на сжатие цементного камня.
4. Ввод дисперсно-армирующей добавки приводит к значи-
тельному понижению хрупкости X тампонажного камня за счет
существенного роста аИзг и в меньшей мере оСж, а также к по-
вышению |<тУд. В то же время наглядно видна взаимосвязь
(статистическая) между хрупкостью Л и ударостойкостью ауд
(см. табл. 23).
Повышение трещиностойкости армированного измельчен-
ным тонкодисперсным базальтовым волокном тампонажного
камня в основном достигается за счет того, что волокна препят-
ствуют образованию трещин, так как волокна, произвольно
ориентированные в тампонажном камне, при достаточно равно-
мерном их распределении воспринимают часть приложенной
нагрузки на себя. Если же трещины и образуются вследствие
разрыва дисперсной добавки или в случае ее выдергивания из
цементной матрицы, то волокна, охватывая образующуюся
трещину со всех сторон, препятствуют ее дальнейшему разви-
тию.
Особенно значительный эффект наблюдается при испытани-
ях на ударостойкость армированного тампонажного камня при
сравнении с результатами испытаний неармированного цемент-
ного камня в первые сутки твердения.
Проведенные исследования показали, что ввод минеральных'
волокон существенно улучшает физико-механические свойства
тампонажного камня. Целесообразно использовать их в качест-
ве дисперсной арматуры.
Во ВНИИКРнефти проведены исследования по применению
различных сортов хризотил-асбеста со шлаком для производ-
ства специального цемента ШПЦС-120 (или ШПЦС-200) с по-
вышенными деформативными свойствами для глубоких сква-’
жин. Результаты исследований показали, что наиболее целесо1
образно для снижения растрескивания образцов тампонажного
камня, повышения его деформативности использовать следую-
щие сорта хризотил-асбеста: 7-370; 7-450 и эти же сорта; допол-
нительно распушенные (д. р.) на ротационной мельнице (7-370
с д. р. и 7-450 с д. р.).
Исследование прочностных свойств тампонажного камня
проводилось по обычной методике, ударостойкость — на испы-
тательном копре КИ, применяемом в строительной практике. '
Для испытаний использовались цементы группы ШПЦС-120
на основе ждановского шлака, приготовленного по обычной
рецептуре и характеризующегося высокой хрупкостью и раст-
рескиванием образцов при твердении в автоклавных условиях
при температуре 120°С и давлении 50 МПа.
Испытания проводились через 24 ч на прочность и ударо-
стойкость, результаты которых приведены в табл. 25. Для пре-
176
дотвращения растрескивания в эти тампонажные цементы необ-
ходимо вводить от 3 до 5% хризолит-асбеста марки 7-450 с
дополнительной распушкой на ротационной мельнице и одно-
временно обрабатывать такой раствор пластификаторами, так
как при этом предел прочности на сжатие, изгиб, отношение
X = <Тсж/оизг и ударостойкость являются наилучшими: например,'
Х = 2,01, что меньше 2,64-3,4 для тампонажного камня малой
хрупкости, а ударостойкость значительна и равна 13,37 Н-см/см2.
Таблица 25
Физико-механические свойства тампонажного раствора и камня из ШПЦС-120
на основе ждановского шлака с добавлением хризотил-асбеста
и сульфатно-дрожжевой барды (СДБ)
Асбест СДБ, % В;Ц Параметры раствора Предел проч- ности, МПа X Ударостой- кость , Н•см/см2
Сорт асбеста Добав- ка, % Д, см 0. г/см3 Изгиб Сжатие
0,4 20,0 1,90 3,7 12,6 3,40 5,35
— 0,25 0,4 23,0 1,88 0,5 20,6 41,00 5,35
7-370 3 0,25 0,4 20,0 1,89 1,6 18,0 11,00 8,91
7-370 с д. р. 3 0,25 0,4 19,5 1,93 1,2 19,4 16,00 8,91
7-450 3 0,25 0,4 20,0 1,90 2,3 18,7 8,00 8,91
7-450 с д. р. 3 0,25 0,4 20,0 1,89 3,8 18,5 4,00 8,91
7-370 5 0,50 0,4 19,5 1,90 6,6 17,8 2,62 8,91
7-370 с д. р. 5 0,50 0,4 18,0 1,91 6,2 15,8 2,54 8,91
7-450 5 0,50 0,4 21,0 1,88 6,9 17, 1 2,47 8,91
7-450 с д. р. 5 0,50 0,4 20,0 1 ,88 7,5 15, 1 2,01 13,37
— — 0,50 0,4 26,0 1,83 Не схватился
Примечание. Режим твердения: Т = Г20°С, р = 50 МПа.
В то же время были проведены работы по исследованию
влияния измельченного тонкодисперсного базальтового волок-
на (минеральной ваты) на прочность и ударостойкость тампо-
нажного камня из ШПЦС-120 на основе ждановского шлака.
Таблица 26
Физико-механические свойства тампонажного раствора и камня из ШПЦС-120
на основе ждановского шлака с добавкой базальтового волокна
и сульфатно-дрожжевой барды
Базальто- вое волок- ко. % В:Ц СДБ, % Параметры раствора Предел прочности, МПа X Ударостой- кость, Н- см/см2
Д, см р, г/см3 Изгиб Сжатие
0,4 0.5 26 1,83 Не схватился 3,4 .
— 0,4 20 1,90 3,7 12,6 2,73 Трещины
0,5 0,4 19 1,86 4,9 13,4 2,74 5,35
1,0 0,4 16 1,90 5,4 14,8 5,96 13,37
2,0 0,4 0,5 20 1,85 2,9 17,3 5,35
177
Образцы твердения в автоклавных условиях при температуре
120°С и давлении 50 МПа. Результаты исследования представ-
лены в табл. 26.
Анализ показал, что добавка до 1% измельченного тонко-
дисперсного базальтового волокна, так же как и добавка 5% и
более хризотил-асбеста сорта 7-450 с д. р., способствует увели-
чению прочности, ударостойкости, снижает хрупкость, т. е. по-
вышает деформативные свойства тампонажного камня из
ШПЦС-120 на основе ждановского шлака, приготовленного по
обычной рецептуре.
Глава VIII. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Причины нарушения резьбовых соединений
эксплуатационных колонн в наклонных скважинах
Опыт бурения наклонных скважин как в Советском Союзе,
так и за рубежом показал, что для безаварийного бурения, креп-
ления и эксплуатации скважин интенсивность искривления а0
ствола скважины не должна превышать 2° на 10 м [10, 50].
Только для специальных скважин, в которых предполагается
значительное отклонение от вертикали, в скважинах с ограни-
ченным интервалом набора угла или в горизонтально-разветв-
ленных скважинах сс0 может быть больше 2° на 10 м. В работе
[20] отмечены случаи, когда интенсивность достигает 11° на
Юм.
Г. Г. Шинкевичем [50] приведен анализ фактической ин-
тенсивности искривления по большому числу пробуренных
скважин в Главтюменнефтегазе и Куйбышевнефти, который
показал, что в 18,5% скважин ао —3° на 10 м и более, причем
более 50% скважин имеют интенсивность искривления 2—2,5°
на 10 м. На рис. 80 приводится зависимость распределения чис-
ла скважин т от а0 для 439
скважин, пробуренных в 1974—
1978 гг. на месторождениях
Главтюменнефтегаза и Куй-
бышевнефти.
Как показал анализ, вы-
полненный ВНИИТнефтью
и Главтюменнефтегазом, ава-
рии с эксплуатационными ко-
лоннами В наклонно-направ- Рис. 80. Зависимость распределения
ленных скважинах происходят скважин от интенсивности искривле-
в основном из-за нарушения и ния
негерметичности резьбовых
соединений. Резьбовые соединения были нарушены примерно в
5% эксплуатационных колонн. Одна из причин нарушения об-
садных колонн — неучет изгибающих нагрузок, действующих на
колонну в искривленных участках ствола скважины.
В табл. 27 и 28 приведены сведения по 24 негерметичным
колоннам и 15 авариям с вырывом резьбы трубы из муфт. При
этом рассмотрены скважины, по которым имелись все данные,'
необходимые для расчета колонны с учетом изгибающей на-
грузки.
Во всех скважинах герметичность колонны была нарушена
вблизи и ниже интервала искривления ствола. Вырыв резьбы
трубы из муфты во всех случаях происходил в интервале набора
179
Таблица 27
Негерметичность эксплуатационных колонн по некоторым скважинам
Г лавтюмеинефтегаза
Номер скважины Диаметр колонны, мм Запас прочности соединения без учета изгиба ко- лонны Интенсив- ность про- странст- венного искривле- ния, градус на 10 м Напряжения в резьбовой части негерметичного соединения, МПа Запас прочности соединения с учетом изгиба ко- лонны ^т/^экв
°изг °ос °экв
517 168 1,48 2,0 90 260 350 1,09
1076 146 4,47 4,0 160 80 240 1,55
1274 146 3,17 3,7 150 120 270 1,40
468 168 1,27 1,2 60 300 360 1,06
619 146 2,05 3,0 120 180 300 1,25
621 168 1,34 2,5 120 280 400 0,95
903 168 2,62 2,5 120 140 260 1,45
906 146 1,46 1,2 50 260 310 1,23
1098 146 1,98 4,5 180 190 370 1,02
1057 146 1,19 5,0 200 320 520 0,73
562 146 1,93 2,2 90 200 290 1,32
464 146 2,00 3,7 150 190 340 1,12
4697 168 1,57 4,0 190 240 430 0,88
2786 168 1,83 1,7 80 210 290 1,30
2961 146 1,41 1,5 60 270 330 1,15
6153 168 1,33 2,5 120 280 400 0,94
4640 168 1,58 3,0 140 240 380 0,99
774 146 4,58 6,0 240 80 320 1,18
913 146 1,42 2,2 90 270 360 1,06
687 146 1,40 1,7 70 270 340 1,11
845 146 1,43 2,0 80 260 340 1,Ю
844 146 3,17 4,0 160 120 289 1,36
326 146 2,42 5,0 200 150 350 1,07
173 168 2,11 2,2 110 180 290 1,33
Примечание. <7ИЗГ —напряжение от изгиба; oQC — осевое напряжение от дсй-
ствия веса колонны; о =олЛ+а „о,- I от — напряжение, возникающее под действием
д|\П UU, ПЛ i
страгивающей нагрузки.
кривизны. Это подтверждает необходимость расчета колонн с
учетом изгиба как в интервале набора кривизны, так и ниже
его [47, 53].
Как показывает практика крепления наклонно-направлен-
ных скважин в США, одним из основных факторов, учитывае-
мых при расчете эксплуатационных колонн, является изгибаю-
щая нагрузка. Целесообразность учета этого фактора провере-
на при креплении более чем 675 скважин, пробуренных на
месторождении Чилмингтон [53].
Как видно из табл. 27 и 28 72% нарушений соединений об-
садной колонны можно объяснить влиянием ее изгиба [39].
Для выяснения других возможных причин во ВНИИТнефти
было проанализировано влияние полей допусков по геометри-
ческим параметрам труб и их резьбовых соединений на вели-
чину страгивающей нагрузки. Анализ показал, что при изгото-
180
Таблица 28
Аварии с вырывом резьбы трубы из муфт по скважинам,
пробуренным в Главтюменнефтегазе (по Г. Г. Шинкевичу)
Номер скважины Диаметр колонны, мм Запас прочности соединения без учета изгиба колонны Интенсив- ность про- странствен- ного иск- ривления , градус на 10 м Напряжения в резьбовой части Запас про
негерметичного соединения, МПа чности сое динения с учетом из- гиба ко- лонны ° ° эк в
°изг аос °экв
80 168 1,66 3,5 160 230 400 0,96
108 168 1,33 2,7 130 290 420 0,90
111 168 1,40 2,5 120 300 420 0,90
89 168 1,90 2,7 130 240 370 1,03
17 «в» 168 3,48 4,0 190 НО 300 1,28
3586 168 1,60 3,0 140 240 380 1,01
3470 168 1,48 2,0 90 260 350 1, С8
4906 168 1,46 2,0 90 260 350 1,07
3685 168 1,44 2,0 90 260 360 1,06
1156 146 1,22 2,2 90 310 400 0,95
503 168 1,24 2,0 90 270 360 1,04
4695 168 1,35 2,0 90 280 370 1,01
4864 168 1,32 2,0 90 290 380 0,99
4893 168 1,33 2,0 90 280 380 1,01
4590 168 1,35 2,0 90 280 370 1,01
влении труб с плюсовыми допусками на наружный диаметр и
минусовыми — на толщину стенок страгивающая нагрузка для
труб диаметром 146 и 168 м значительно уменьшается.
Фактические замеры толщины стенок в зонах резьб аварий-
ных труб показывают, что буровым предприятиям поставляют-
ся трубы с такими допусками и даже с их превышением.
Например, при расследовании на скв. 108 в Мегионском
УБР аварии с обсадной трубой диаметром 168 мм, толщиной
стенок 7 мм из стали группы прочности Д выяснилось, что
минимальная толщина стенки в зоне резьбы составляет всего
1 мм. В результате фактическая расчетная толщина стенки
трубы оказалась равной 4,68 мм, что привело к образованию
напряжений, превышающих предел текучести материала трубы,
и к срыву резьбы при нагрузке 0,37 МН [39].
Г. Г. Шинкевичем и В. Н. Пчелкиным были рассчитаны ми-
нимально возможные запасы прочности с учетом плюсового
допуска на наружный диаметр труб и минусового — на толщи-
ну их стенок, а также с учетом фактической величины простран-
ственного искривления ствола скважины. При этом нарушения,
данные о которых приведены в табл. 27 и 28, распределились
следующим образом: в 31 случае коэффициент запаса прочнос-
ти оказался меньше 1,0; в 8 случаях — составлял примерно 1,2,
что подтверждает необходимость расчета колонн с учетом ин-
тенсивности пространственного искривления ствола скважины.
181
Для оценки влияния изгиба на прочность и герметичность
резьбовых соединений во ВНИИТнефти провели комплекс
стендовых исследований на натурных образцах с резьбой по
ГОСТ 632—80, которые позволили установить, что в недокреп-
ленных резьбовых соединениях при изгибе изменяется форма
резьбовой части, т. е. появляются овальность и двусторонний
зазор. Это нарушает герметичность и прочность соединения.
Для повышения прочности и герметичности соединений
обсадных колонн, спускаемых в наклонно-направленные сква-
жины, необходимо докреплять все соединения (в том числе и
заводские) до получения натяга от нуля до минус одной нитки
при повышенном моменте свинчивания.
Исследования ВНИИТнефти [48] показали, что в соедине-
ниях обсадных труб в резьбой треугольного профиля (ГОСТ
632—80) при изгибе возникают осевые изгибающие напряже-
ния, под действием которых появляются дополнительные окруж-
ные напряжения. Эти напряжения составляют от 0,5 (трубы
диаметрами до 219 мм) до 0,95—0,98 (трубы диаметрами 245—
324 мм) или больше (трубы диаметрами свыше 324 мм) осевых
изгибающих напряжений. Расчет таких напряжений показал,
что прочность соединения значительно снижается при увеличе-
нии пространственного искривления ствола скважины.
Резьба треугольного профиля, как показали стендовые ис-
следования и анализ аварийности, выходит из сопряжения
вследствие радиальной деформации соединения.
Следовательно, запасы прочности колонн, спускаемых в нак-
лонно-направленные скважины, необходимо увеличить по срав-
нению с запасами прочности обсадных колонн, предназначен-
ных для вертикальных скважин [48].
При изгибе труб с резьбой трапецеидального профиля до-
полнительные окружные напряжения в соединениях отсутству-
ют, поскольку угол опорной поверхности резьбы меньше угла
трения. Вследствие этого сила трения в витках резьбы противо-
действует поперечному сужению трубы в опасном сечении [52].
В связи с этим для крепления наклонно-направленных сква-
жин целесообразно использовать обсадные трубы новых кон-
струкций, разработанных ВНИИБТ (ОТТМ, ОТТГ, ТБО).
Промысловые испытания в объединениях Главтюменнефте-
газа обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля по-
казали их высокую надежность. Во всех случаях (независимо
от интенсивности искривления ствола скважины) негерметич-
ности колонн в резьбовых соединениях не отмечалось.
Расчет наружных и внутренних давлений на обсадную
колонну в наклонно-направленных скважинах [17,49]
По данным инклинометрии, а на стадии проектирования —
расчетным путем определяют удлинение ствола скважины на
182
глубинах L', Н' и h' и рассчитывают значения L, Н, h (рис. 81),
действующие по вертикали:
L = L' — A L';
Н = Н' — АН'-,
h = h' — А /1',
(VIII.1)
где L', Н', h' и AZ/, AH', Ah' — значения по длине ствола скважи-
ны и соответственно его удлинения на этих глубинах.
Если имеется фактический или проектный профиль ствола ск-
важины, то расчет L допускается производить графическим мето-
дом по вертикальной проекции
(рис. 81). При общем удлинении
ствола скважины менее 50 м до-
пускается рассчитывать давления
как для вертикальных скважин
(без корректировки глубин).
внутреннего дав-
о 6
Рис. 81. Схема уровней в наклон-
но-направленных скважинах:
а — скорректированные положения
уровней; б — положение уровней по
длине колонны
Определение
ления 17, 17]
По формуле (VIII.1) или гра-
фическим методом (рис. 81) опре-
деляют глубину по вертикали z
для характерных точек L, h, Н.
Внутреннее давление вычисляют
по формулам, принятым для вер-
тикальных скважин, подставляя в
них значения вертикальных глу-
бин Z.
Внутреннее давление опреде-
ляют для процессов, при которых
оно достигает максимальных и
минимальных значений. Рабочие
внутренние давления максималь-
ны в период ввода скважин в
эксплуатацию (при закрытом ус-
тье) или при нагнетании в скважины жидкостей для интенсифи-
кации добычи (например, при гидроразрывах). Минимальные
значения внутренних давлений обычно отмечаются по окончании
эксплуатации скважин.
После цементирования обсадных колонн внутреннее давление
рв в любом сечении рассчитывается по формуле
рв = 10 6 zpog + py ,
(VIII.2)
где ру — давление на устье скважины в конце закачки продавоч-
ной жидкости в процессе испытания на герметичность при освое-
нии и эксплуатации.
183
Внутреннее давление в скважине из условия аварийного
фонтанирования вскрываемых пластов из-под проектируемой ко-
лонны вычисляют по формуле
рв = 1(Г62Рф£ + Ро, (VIII.3)
где — давление на устье при аварийном фонтанировании.
Давление опрессовки обсадной колонны определяют по фор-
муле
Ропр = 1,2 (Рпл — 10~6 L рф g). (VIII.4)
Давление на устье рассчитывают по формуле
Ру = Рпл- 10-6Лрф^. (VIII.5>
Определение наружного давления \7, 17[
Наружное давление определяют для тех же процессов, что и
внутреннее давление, подставляя в формулы значения вертикаль-
ных глубин z.
Методика АзНИИбурнефти. Наружное давление рассчиты-
вается по составному столбу бурового и тампонажного раство-
Рис. 82. Схема уровней
в скважине
ров с учетом разгрузки цементного коль-
ца. В отдельных случаях для скважин,
бурящихся в сложных геологических
условиях, допускается определение на-
ружного давления по столбу бурового
раствора по всему стволу скважины.
Формулы для расчетных давлений
зависят от соотношений между L, h, Н и
г0 (z0— глубина, на которой наружное
давление при разгрузке цементного коль-
ца доходит до гидростатического (рис.
82).
Величину z0 вычисляют по одной из
следующих формул:
2о =
O—k) (Рц — Рр) Л + k (Рц — Рр) L
2о —
Рц & (Ро Рв)
(1 — *) (рц — Рр) — h. + k (рц — р0) L + k рн Н
(VIII.6)
Рц k (Ро Рн) Рв
, (VIII.7)
где L — глубина скважины, м; h — расстояние от устья скважи-
ны до уровня тампонажного раствора в затрубном пространстве,
м; Н — расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м;
k — коэффициент разгрузки цементного кольца; рц, рр, р0, рв, рн —
плотности соответственно тампонажного и бурового растворов,
продавочной жидкости, воды и жидкости в колонне, кг/м3. В зави-
симости от положения уровней h и Н возможны следующие слу-
чаи.
184
1. h^H (уровень жидкости в колонне выше уровня подъема
тампонажного раствора в затрубном пространстве).
Тогда по формуле (VIII.7) определяют z0. Если при этом
z0<fr, то давления pL, ph, p'h, рн, (в МПа) соответственно на глу-
бинах L, h и Н рассчитывают по следующим формулам (причем
на глубине h получаются два значения давлений):
Pl =10 6 g [(рц — рн) L — (рц — рр) h + р„ Н\ (1 — k);
Ph = Ю-6 g [(l-£) Ph H—k (рц-р0) (L_ft) + (1-Z!) (pp-p„) h\-
, (Vlll.o)
Ph= 10“6£ [ррА-Рн (Й-/7)];
Рн = 10“6^Pp H.
Здесь и далее g — ускорение свободного падения, м/с2.
Если же Za>h., то
Pl = 10~6 g [(рц — рн) L — (рц — рр) h + рц Н\ (1 — k);
/То = IO"6 g [рв z0 — рн (г0 — Н)];
Ph = Ю 6 g [рв h — Рн (^ — Н)];
(VIII.9)
p'h = 10 6 g [рр h — рн (h — Н)];
рн = 10-6 g рр Н.
2. h<_ И (уровень жидкости в колонне ниже уровня подъема
тампонажного раствора в затрубном пространстве).
Тогда по формуле (VIII.7) определяют Zo. Если при этом
z0>H, то
Pl = 10-6 g [(рц — рн) L — (рц — рр) h + рн Н] (1 — k);
/То = Ю-6 g [рв z0 — рн (г0 — Н)];
Рн = Ю 6 g рв Н;
(VIII. 10)
ph =10 6 g рв h ;
ph = 10~6g pp h.
Если же при расчете z0 по формуле (VIII.7) z<gH, то тогда
z0 надо определить по формуле (VIII.6). Если при этом новом
вычислении z0>h, то
Pl = IO"6 g [(рц — рн) L — (рц — рр) h + рн Н\ (1 — k);
Рн = Ю-6 g [(рц—k рр) Н— (1— k) (рц — рр) h—k (рц—ро) Ц-,
Ao=io-6gpBZo; (VIIL11)
Ph = Ю“6 g Рв h ;
Ph = Ю-6 g pp h .
185
Если при определении гй по формуле (VIII.6) z0</i, то
Pl — Ю S [(рц Рн) Е (рц Ро) Н Рн Н\ (1 k) ,
Ра — Ю б'Крц ро) ft (1 k) (рц рр) h k (рц р0) Z.]; уущ 1
Ph = КГ6 g {[(1 — k) рр + k (рц — р0)] h — k (рц — р0) L };
Ph = Ю-6£рр h.
3. H=L (полное опорожнение скважины).
По формуле (VIII.6) вычисляют zj. Если окажется, что z0<
<й, то
Pl= IPpA + Pu {L-H)\ (I—ft);
ph= 10-[(1 — k) pph — k (рц — po) (L — ft)];
Ph= lO^gpph.
Если же при вычислении z0 окажется, что Zo>h, то
Pl = КГ® g [pp h + рц (L — h)\ (1 — k);
Рм = 10“® g pB z0 ;
Ph = 10“® £ pB h ;
Ph = Ю-® ^pP h.
(VIII. 13)
(VIII. 14)
После определения расчетных давлений необходимо построить
эпюру этих давлений (рис. 83). При построении эпюры для глу-
бин L, Н, Л, Zo откладывают в горизонтальном направлении в при-
нятом масштабе значения давлений pL, рн, ph, p'h, р2 , и получен-
Рис. 83. Эпюра
давлений
ют, что обсадная
ные точки А, В, С, D, Е (соседние) соединяют
между собой прямолинейными отрезками.
На глубине h (см. рис. 82) эпюра имеет
скачок, так как для рн получено два значения.
Для выравнивания эпюры из точки, соответ-
ствующей большему значению рн, необходимо
провести вниз вертикальную линию до пере-
сечения с нижележащей частью эпюры. Отре-
зок этой вертикали, начиная от точки пересе-
чения и до уровня ft, принимается за линию
эпюры на этом участке.
Приведенные выше формулы получены
для идеального случая крепления скважин.
При выводе расчетных формул принима-
колонна окружена упругой цементной обо-
лочкой и горными породами. Пластовое давление пористых, на-
сыщенных жидкостью и газом горизонтов принимают равным гид-
ростатическому давлению соответствующего столба воды. Пос-
тавленная задача о взаимодействии цементной оболочки и об-
186
садной колонны решается с использованием формулы Ламе для
определения радиальных деформаций трубы и цементной обо-
лочки. Приравнивая радиальные перемещения точек контактной
поверхности трубы и оболочки можно определить коэффициент
цементного кольца (Г. М. Саркисов).
При бурении скважин в большинстве районов вскрывают го-
ризонты с давлениями насыщающего их флюида, превышающими
гидростатическое. Поэтому внешнее давление на колонну снизит-
ся до пластового, а не до гидростатического давления столба во-
ды. Экспериментальные работы по исследованию прочности об-
садных труб, окруженных цементной оболочкой, показали, что
жидкость из модели пласта проникала между поверхностью
патрубка и цементного кольца. Следовательно, несмотря на це-
ментное кольцо, активное давление на колонну создавалось
жидкостью. Наиболее общей является следующая расчетная схе-
ма. Обсадная колонна окружена цементным кольцом и горными
породами. Жидкость, насыщающая пласт, проникает по порам
цементного камня и оказывает непосредственное давление на об-
садную трубу (По Л. Б. Измайлову).
При креплении горизонтов с АВПД жидкость или газ из этого
пласта поднимается по цементному кольцу и оказывает давление
на обсадные трубы, расположенные на значительном удалении от
этого пласта до места герметизации затрубного пространства
(По Л. Б. Измайлову). Исходя из такого представления о взаи-
модействии обсадной колонны, цементного кольна, горных пород
и насыщающих их флюидов во ВНИИКРнефти и ВНИИБТ раз-
работаны методики определения расчетных внешних давлений на
обсадные колонны.
Методика ВНИИБТ. Расчетное наружное давление на колонну
определяют с учетом пластовых давлений высоконапорных гори-
зонтов. Сразу после продавки тампонажного раствора наружным
давлением для обсадной колонны является:
а) давление составного столба бурового и тампонажного раст-
вора при (2 — глубина, для которой определяют величи-
ну давления)
рк = [Арр Ж (z —А) Рц] КГ6^; (VIII.15)
б) давление столба тампонажного раствора при z^h
рн=КГ62Рр£; (VIII.16)
в) давление столба тампонажного раствора при й = 0
ра = Ю-6грцёг. (VIII.17)
В интервале подъема тампонажного раствора после ОЗЦ
наружное давление для обсадной колонны определяется по сле-
дующим формулам:
а) при z>Ln
pH = zm\ (VIII. 18}
187
б) при h<Zz<Ln
( 4 tp h \
(z — h) m -- lLn — г) I h pp g rj _n /
pK =------------------(VIII. 19)
где Ln — глубина залегания высоконапорного горизонта; tn
модуль градиента пластового давления; тр — статическое напря-
жение сдвига бурового раствора; Dc — диаметр скважины; D —
наружный диаметр обсадной колонны.
При спуске колонн секциями и при двухступенчатом цементи-
ровании наружное давление определяется так же, как для колонн,
спускаемых и цементируемых в один прием;
в) при цементировании колонны до устья (Zi = 0) наружное
давление для колонны определяют по формуле (VIII.18);
г) для случая, когда газ в затрубном пространстве заполнил
объем в интервале /2 от газоносного пласта до непроницаемой
перемычки, а возможность его фильтрации в пласты в данном
интервале отсутствует, наружное давление рассчитывают по фор-
муле
Рп = Рпл [1-27,3 , (VIII.20)
где Рпл — пластовое давление высоконапорного горизонта; Zj —
расстояние, отсчитываемое от газоносного пласта к вышележащей
перемычке; рг — плотность воздуха при атмосферном давлении
и температуре; р — относительная плотность газа по воздуху;
t — температура пласта.
В интервалах залегания карналлита, а также высокотемпера-
турных (при £>80°С) солевых толщ, представленных галитом,
величина наружного давления для обсадной колонны определяет-
ся по формуле
p» = zPng, (VIII.21)
где рп — плотность горных пород.
Если соленосные толщи представлены галитом и пластовая
температура меньше 80°С, наружное давление рассчитывается по
формуле
pH = -±2-zPn^, (VIII.22)
1 — Но
где цо — коэффициент Пуассона горных пород.
Для предотвращения образования больших каверн вскрытие
соленосных отложений и бурение нижележащих интервалов необ-
ходимо производить на растворах, насыщенных соответствующим
видом соли. Для улучшения условий нагружения обсадной ко-
лонны следует обеспечивать заполнение каверн тампонажным
раствором.
Соленосные толщи рекомендуется перекрывать двумя и бо-
лее обсадными колоннами с заполнением межтрубного кольцевого
188
пространства тампонажным раствором. Выше интервала цемен-
тирования наружное давление на обсадную колонну создается
столбом бурового раствора. Для структурообразующих жидко-
стей при
Рн = г рР g 11 —
4 тр \
(Ос О) Рр g /
(VIII.23)
где тр определяют экспериментально.
В случае, если величина ри, вычисленная по формуле (VIII.23),
меньше найденной по формуле (VIII. 18), расчет ведут по форму-
ле (VIII.18).
В зоне перфорации за наружное давление принимают пла-
стовое. При отсутствии данных о величине пластового давления
в зоне цементирования давление для разведочных скважин оп-
ределяют по столбу бурового раствора по формуле
рн = (0,90 4- 0,95) 2 рр g.
(VIII.24)
Методика ВНИИКРнефти (По Л. Б. Измайлову). Внешнюю
нагрузку на колонну определяют с учетом АВПД и давления гид-
роразрыва (поглощения) пород.
В общем случае, когда обсад-
ная колонна герметизирована на
некоторой глубине h' (рис. 84),
при миграции по межколонному
пространству жидкость, газ или
газожидкостная смесь высокона-
порного горизонта будут оказы-
вать давление на колонну в ин-
тервале от £пл до h'.
При заполнении затрубного
пространства пластовой жид-
костью или газом противодавле-
ние на этот пласт создается стол-
Рис. 84. Схема крепления скважи-
ны
бом флюида и давлением, возни-
кающим над этим столбом. При
отсутствии фильтрации этого
флюида в окружающие пласты давление в затрубном простран-
стве на глубине h' определяют (в МПа):
при насыщении высоконапорного горизонта жидкостью по
формуле
Рн = Рпл — 10 6 (Бпл — h') Рф g, (VIII.25)
где рф — плотность флюида;
при насыщении высоконапорного горизонта газом по форму-
ле
Рн — Рпл 1 27,3
10 (7-пл ) Рг Р g
(273° + t)
(VIII. 26)
189
В разрезе, перекрываемом проектируемой колонной, выше
высоконапорного горизонта могут залегать отложения, склонные
к гидроразрыву или поглощению флюида при росте давления в
затрубном пространстве до некоторого значения. Давление гидро-
разрыва (поглощения) рг пластов определяют на основе данных
проводки скважин на месторождении. При отсутствии таких дан-
ных давление гидроразрыва можно рассчитывать по формуле
К. В. Гаврилкевича
рг = 0,083 2 + 0,66 р„л . (VIII.27)
Максимально возможное давление ртак высоконапорного го-
ризонта на глубине Л] при насыщении затрубного пространства
нефтью или газом рассчитываем соответственно по формулам
(VII.25) и (VIII.26). При этом вместо h' подставляет значение
А'. Если Ртах>Рг, жидкость из затрубного пространства будет
поступать в поглощающий горизонт, а давление в затрубном про-
странстве на глубине ft' можно принимать равным рг. В случае
Ртах<рг давление в затрубном пространстве на глубине будет
равно Ртах-
Исходя из такой предпосылки давление на обсадную колонну
определяют для случая, когда выше высоконапорного горизонта
залегает поглощающий пласт и тампонажный раствор не поднят
в башмак предыдущей колонны, а затрубное пространство герме-
тизировано на глубине ft' (см. рис. 84). При этом возможны два
варианта.
1. Р>Ртах- Тогда наружное давление на колонну определяют:
а) в интервале от L до Апл
Рн = Рпл + Ю“6 (z — Lnii) рф g\ (VIII.28)
б) в интервале от Апл до h (расстояние от устья скважины до
уровня цементного раствора)
Рн = Рпл — Ю~б (Апл — z) рф g ; (VIII.29)
в) в интервале от h' до h
Рн = Рпл — Ю“6 (Апл — ft) рф g — IO'6 (h — z) рф g. (VIII.30)
2. рг<Ртах- Тогда наружное давление на колонну определяют:
а) в интервале от А до Апл по формуле (VIII.28);
б) на глубине Апл
Рн = Рпл; (VIII.31)
в) на глубине
Р„ = р?-, (VIII.32)
г) в интервале от А] до й
Рн = рг - Ю“6 (Й! - z) рф g ; (VIII.33)
д) в интервале от h. до h'
Р« = р? — Ю-6 (ftj —А) рф g— 10~6 (ft — z) ppg-. (VIII.34)
190
Используя приведенные расчетные формулы, практически
можно подсчитать наружные давления на обсадную колонну при
любых схемах крепления скважин.
Из приведенных формул видно, что в частном случае, когда в
разрезе, перекрываемом колонной, отсутствуют высоконапор-
ные горизонты, а пластовые давления равны гидростатическим,
наружное давление на колонну также будет равно гидростатиче-
скому давлению соответствующего столба воды. При отсутствии
поступления жидкости и газа из окружающих пород внешняя
нагрузка на колонну будет определяться поровым давлением
цементного камня.
Скважина является сложным гидротехническим сооружени-
ем, рассчитанным на длительный срок работы, а абсолютно су-
хих пород нет, поэтому, по-видимому, нецелесообразно величину
расчетного наружного давления принимать ниже гидростатиче-
ского. При надежной изоляции затрубного пространства в баш-
маке предыдущей колонны, отсутствии притока через нее и подъ-
еме тампонажного раствора до устья отпадает необходимость
в расчете проектируемой колонны в интервале от 0 до h' на со-
противляемость смятию.
В соответствии с приведенными выше формулами для верти-
кальных скважин рассчитывают избыточное давление по значе-
ниям L, Н, h. Строят эпюру давлений, при этом по вертикали от-
кладывают величины глубин L', Н', It', а по горизонтали — вели-
чины давлений, определенные по значениям L, Н, h. Полученные
точки последовательно соединяют между собой.
Если высоту подъема цементного раствора за колонной вы-
бирают из условия перекрытия заданного горизонта, то для пред-
отвращения возможных проявлений необходимо ее корректиро-
вать по фактическим данным инклинометрии ствола скважины.
Для указанных условий глубина залегания проявляющего гори-
зонта обычно точно известна по данным вертикальных скважин.
Поэтому точную длину участка цементирования наклонной сква-
жины можно определить из формулы (VIII.1) [49]:
U — h' = (Л — Л) + (ДЕ- Д/i'), (VIII.35)
т. е. по сравнению с вертикальной скважиной длину зацементи-
рованного участка необходимо увеличить на (Д£/—Д/г').
Пример расчета эксплуатационной колонны диаметром 146 мм [17]
Исходные данные для расчета.
Глубина, м: £' = 2350; Д£'=150; А'=1280; ДЛ'=80; // = 945.
Плотность, г/см3; ,рц=1185;1 рр=1,25; ув=0,85.
Интервал искривления (рис. 85), м: /.J =100; l'2 =20'00; L'3 =950;
£-4=1000; £д =2000; £б = 2040-
Интенсивность искривления, градус на 10 м: aoi = 2,75: a02.=3,25;
«оз= 1,5.
Запас прочности на наружное давление! п, в интервале эксплуатационно-
го объекта, находящегося на глубине 2250—2350 м, составляет 1,15; для
191
остальных секций 1,0. Запас прочности на растяжение п3 для вертикального
участка составляет 1,30.
Для определения Н' ниже (см. таблицу) приведены данные инклинограм-
мы ствола скважины в интервале 950—1030 м.
Для построения эпюры и расчета давлений необходимо
колонне Н'. По
(z'—Az') =945 м.
определить глу-
инклинограмме
Этому условию
бину снижения уровня жидкости в
подбираем такую глубину z', на которой
удовлетворяет глубина z'=1000 м и
Az' = 55 м, следовательно, /7'= 1000 м
(см. рис. 81).
Значения
по формуле (VIII.I):
L = 2350—150=2200
h и L (в м) вычисляем
/1 = 1280—80=1200;
(см. рис. 81).
Рис. 86. Эпюра избыточных на-
ружных давлений
Рис. 85. Профиль наклон-
ной скважины
Номер интервала (через 10 м) Глубина по ство- лу скважины 2' м Зенитный угол, градус Магнитный ази- мут, градус Удлинение Да', м
95 950 21,00 131 47,5
96 960 21,00 131 49,0
97 970 211,00 131 50.5
98 980 24,25 131 5й,0
99 990 27,50 131 53,5
100 1000 30,75 131 55,0
101 1010 31,00 131 56,6
102 1020 31,00 131 58,0
103 1030 31,00 131 59ь6
Избыточные наружные давления на глубинах И', h', L' определяем по
формулам (VIII.8), подставляя в них значения глубины Н, h, L по верти-
кали:
рл = 0,1 Рр Н = (0,1 -1,25-945) 0,1 = -МПа;
Рл'= 0.1 [Рр *2—Рв (Л-Я)]=0,1 [1,25-1200-0, (VIII.34)
192
PL. = 0,1 [(рц —Рв) L— (Рц — РР) h + Рв Н\ (1 — k) =
= 0,1 [(1,85 — 0,85) 2200 — (1,85 — 1,25) 1200 Д-0.85-945]•(1 —0,25)-0,1 =
= 17,1 МПа.
По полученным значениям рн,, ph,, pL, строим эпюру (рис. 86).
Без учета удлинения ствола скважины избыточные наружные давления
на глубинах И', h.', L’ соответственно составят 12,5; 13,6 и 18,5 МПа.
Результаты сравнительного расчета 146-мм эксплуатационной колонны
показали, что за счет применения уточненной методики масса колонны
снижается примерно на 2%, а стоимость—на 1,5% [17].
Если учесть, что в настоящее время значительно возрос объем наклон-
но-направленного бурения, то общая экономия металла составит несколько
сотен тонн для дополнительных затрат на реализацию предложенного мето-
да расчета избыточных давлений.
Таким образом, для снижения металлоемкости обсадной колонны наруж-
ные и внутренние давления, действующие на нее в наклонно-направленных
скважинах, необходимо рассчитывать по приведенным к вертикали значени-
ям глубин.
Для надежного перекрытия цементным раствором предусмотренных ге-
олого-техническими условиями горных пород высоту подъема цементного
раствора за колонной в наклонно-направленной скважине по сравнению с
вертикальной необходимо увеличивать с учетом удлинения ствола на вели-
чину (АТ'—Д/г') [17].
Расчет прочности резьбовых соединений. Запасы
прочности [17]
Определение интенсивности пространственного
искривления ствола скважины
В качестве исходных данных для расчета принята интенсив-
ность искривления ао ствола скважины на длине 10 м, которая
рассчитывается по фактическим данным инклинометрии (значе-
ния всех углов — в градусах):
и,, = ]/ А а2 -г А ср2 sin2 (aj — А а/2), (VIII.36)
где Да = (а;—а2) —изменение угла наклона на длине 10 м; Д<р =
= (ф1—ф2) — изменение азимута на длине 10 м; ai, <pi — угол на-
клона и азимута в начале интервала; а2, ф2— угол наклона и ази-
мута в конце интервала.
Значение а0 можно определить также, пользуясь номограм-
мой (рис. 87). В правой части номограммы по оси абсцисс отло-
жены значения Д® при Ла = 0 и различных значениях аь
В левой части номограммы приведены значения ао при Да =
= 0-5°.
Примеры поль . номограммой.
jjQ—110 м; данные замера а, = 10°, 02=11,5°;
го объекта, находяп ..^Д 10°=1 5°-, Дер =90°-85° =5° .
193
По оси абсцисс откладываем значение Дф = 5° (точка А) и проводим
вертикаль до пересечения с кривой, соответствующей <z, = 10° (точка В). Из
точки В проводим горизонталь до пересечения с кривой ,Да=1,5° (точ-
ка С).
Вертикальная линия, проведенная из точки С до пересечения с осью
абсцисс (точка D), дает значение интенсивности искривления на 10 м, рав-
ное 1,7°.
2. Интервал замера 800—810 м; данные замера «, = 40°; а2=.40°;
(р,=94°; ф2 = 90°; Да=0°; Лср=4°.
Аналогично первому примеру на номограмме проводим А', В', С, D' и
и получаем значение ао = 2,5°.
пространственного ис-
Рис. 87. Номограмма для определения интенсивности
кривления ствола скважины
На стадии проектирования интенсивность искривления на
длине 10 м рассчитывается по формуле
а0 = 573/7?, (VIII.37)
где 7? — проектный радиус искривления, м.
Для снижения металлоемкости обсадных колонн профиль на-
клонно-направленной скважины должен иметь минимальную
интенсивность искривления.
Инструкцией [17] рекомендуются следующие значения ин-
тенсивности искривления в зависимости от величины проектного
зенитного угла.
Рекомендуемая интенсивность искривления ствола скважины
приведена ниже.
Проектный зенитный угол, градус . . <С|20
Интенсивность искривления скважин,
градус,........................
не более.....................: : : 1,0
20- 30 31—45
1,5 2,0
Расчет обсадных колонн на растяжение
Трубы с резьбой треугольного профиля
Расчеты колонны из труб с резьбой треугольного профиля
на растяжение производят с учетом интенсивности искривления
ствола скважины по формуле, определяющей страгивающую на-
194
грузку, при которой в наиболее опасном сечении резьбового со-
единения напряжения достигают предела текучести [51]:
Рст.и = Рст { 1 — (<ТИ/От) [1 + П (2Эс/2 Z) ctg (а + <р)]}, (VIII.38)
где РСт — страгивающая нагрузка, определяемая по формуле
Яковлева — Шумилова (значения РСт приведены в табл. 8.4 Ин-
струкции [19]).
Величину страгивающей нагрузки РСт.и можно определить по
упрощенной формуле
РСТ„ = РСТ (1-Са0), (VIII.39)
где С — коэффициент снижения прочности резьбового соедине-
ния при ао = 1° на Юм. Величины этого коэффициента приведены
в табл.29.
Таблица 29
Величины коэффициента снижения прочности резьбовых соединений С
при ао=Г на 10 м
Наружный диаметр об- садной трубы, .им Значения С для труб из стали группы прочности
д К Е Л м. р
114 0,060 0,050 0,040 0,035 0,03-0 0,025
127 0,070 0,055 0,050 0,040 0,035 0,025
140 0,080 0,060 0,055 0,045 0,040 ОьОЗО
;146 0,080 0,060 0,055 0,045 0,040 0,030
168 0,090 0,070 0,060 0,050 0,045 0,035
219 0,130 0,100 0,090 0,075 0,065 0,050
245 0,150 0,115 0,105 0,090 0,075 0,060
273 0,170 0,130 0,115 0,100 0,085 0,070
299 0,190 0,145 0,130 0,110 0,095 0ц075
324 0,210 0,160 0,145 0,125 0,105 0,085
340 0,225 0,165 0,150 0,130 0,110 0,090
351 0,230 0,175 0,160 0,135 0,1115 0,090
377 0,255 0,190 0,170 0,145 0,125 о,юо
407 0,275 0,205 0,185 0,160 0,135 0,110
426 0,300 0,230 0,205 0,175 0,150 0,120
508 0,370 0,280 0,255 0,215 0,185 0,150
При интенсивности искривления ствола скважины 0,25° на
10 м и менее допускается производить расчет колонны с запасом
прочности на растяжение, принятым для вертикальных скважин.
Допускаемая нагрузка вычисляется по формуле
[Р] = Рет.и/Лз , (VIII.40)
где п3 — запас прочности, принимаемый равным 1,15 для труб
диаметром до 168 мм включительно и 1,30 для 178 мм и более.
Пример расчета. Определить величину растягивающей нагрузки Рств для
обсадной трубы диаметром 219 мм с толщиной стенки 19 мм из стали группы
прочности Д, для которой страгивающая нагрузка Рст = 1,6 МН, при с.о =
= 1,25°.
7* Зак. 255
195
По табл. 29 находим, что для указанного типоразмера коэффициент сни-
жения прочности резьбовых соединений С = 0,130. Тогда по формуле (VIII.39)
Рст.и = Рст (1 - С ао) = [1.60 (1 -0,13-1,25)] = 1,34 МН.
Для удобства практических расчетов допускаемую нагрузку
можно определять по упрощенной формуле
(Р\ = Р^/пк- (VIII.41)
где щ,— запас прочности с учетом интенсивности искривления,
/ги=/г3/(1—Са0).
Во всех случаях значения запаса прочности с учетом интен-
сивности искривления не должны быть меньше допустимых ми-
нимальных значений «ты, приведенных ниже.
Диаметр трубы, мм . . . 114—<168 178—245 273—324 >^24
Минимальный запас проч-
ности ............... 1,30 1,45 1,60 1,75
Для вертикального участка [Р] = Рст = РСтМппп-
Трубы с резьбой трапецеидального профиля и
изготовленные по стандарту АНИ [17\
Прочность резьбовых соединений труб, изготовленных по
стандарту АНИ, и отечественных обсадных труб с резьбой тра-
пецеидального профиля типа ОТТМ, ОТТГ, ТБО, ОГ рассчиты-
вается по формуле
Рр.н = Рр-Ри, (VIII. 42)
где Рр — разрушающая нагрузка для резьбовых соединений, оп-
ределяемая без учета изгиба (значения Рр) определяют с по-
мощью табл. 8.5—8.7 и 8.11—8.13 Инструкции [19]); Ри — до-
полнительная осевая нагрузка, вызванная изгибом колонны:
Ри = 23,2D<7 а0, (VIII.43)
где q— вес 1 м гладкой трубы (значения q приведены в
табл. 8.14—8.15 Инструкции [19]).
Величины Ри для обсадных труб, изготовленных по стандарту
АНИ, даны в табл. 30.
Допускаемая растягивающая нагрузка при расчете колонны
определяется по формуле
[Р] = Рр.и/«3 , (VIII.44)
где п3 — запас прочности, принимаемый для вертикальных сква-
жин.
Для вертикального участка [Р] =Р^1гц.
Для удобства применения формулы Яковлева —Шумилова
при расчете страгивающей нагрузки резьбовых соединений с уче-
том изгиба рекомендуется учитывать запас прочности ни; пИ=
= n3f (1—Cao) •
196
Таблица 30
Величины дополнительных изгибающих нагрузок (в МН) для обсадных труб
с соединениями по стандарту АНИ
Наружный Вес 1 м Значения Р и при интенсивности искривления, градус на 10 м
диаметр трубы, мм стенки, мм гладкой трубы, кг 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 з.о
114,3 5,21 14,0 0,019 0,037 0,056 0,074 0,093 0,111
5,69 15,24 0,021 0,041 0,С62 0,082 0,103 0,123
6,35 16,91 0,023 0,045 0,068 0,090 0,113 0,135
7,37 19,42 0,026 0,051 0,077 0,102 0,128 0,153
8,56 22,31 0,030 0,059 0,089 0,118 0,148 0,177
127,0 5,59 16,73 0,025 0,049 0,074 0,098 0, 123 0,147
6,43 19,11 0,028 0,056 0,084 0,112 0, 140 0, 168
7,52 22,15 0,033 0,065 0,698 0,130 0,163 0,195
9,19 26,71 0,040 0,079 0,119 0,158 0,198 0,237
10,72 30,73 0,045 0,090 0,135 0,180 0,225 0,270
12,70 35,79 0,053 0,105 0,158 0,210 0,263 0,315
139,7 6,20 20,41 0,033 0,066 0,099 0,132 0,165 0,198
6,98 22,86 0,037 0,074 0,111 0,148 0,185 0,222
7,72 25,13 0,041 0,081 0,122 0,162 0,263 0,243
9,17 29,51 0,048 0,096 0,144 0,192 0,240 0,288
10,54 33,57 0,055 0,109 0,164 0,218 0,273 0,327
168,3 7,32 29,03 0,057 0,113 0,170 0,226 0,283 0,339
8,94 35,12 0,069 0,137 0,206 0,274 0,343 0,411
10,59 41,18 0,081 0,161 0,242 0,322 0,403 0,483
12,06 46,47 0,091 0,181 0,272 0,362 0,453 0,543
177,8 5,87 24,87 0,052 0,103 0,155 0,206 0,258 0,309
6,91 29,10 0,060 0,120 0,180 0,240 0,300 0,360
8,05 33,71 0,070 0,139 0,209 0,278 0,348 0,417
8,19 38,22 0,079 0,158 0,237 0,316 0,395 0,474
10,36 42,78 0,088 0,176 0,264 0,352 0,440 0,528
11,51 47,19 0,098 0,195 0,293 0,393 0,488 0,585
12,65 51,51 0,106 0,212 0,318 0,424 0,53 л 0,636
13,72 55,50 0,115 0,229 0,344 0,458 0,573 0,687
193,7 7,62 34,96 0,079 0,157 0,236 0,314 0,393 0,471
8,33 38,07 0,086 0,171 0,257 0,342 0,428 0,513
9,52 43,26 0,097 0,194 0,291 0,388 0,485 0,582
10,92 49,21 0,111 0,221 0,332 0,442 0,553 0,663
12,70 56,68 0,128 0,255 0,383 0,510 0,638 0,765
15,11 66,53 0, 150 0,299 0,449 0,598 0,748 0,897
219,1 6,71 35,11 0,089 0,178 0,267 0,356 0,445 0,534
7,72 40,25 0,103 0,206 0,309 0,412 0,515 0,618
8,94 46,32 0,118 0,235 0,353 0,470 0,588 0,705
10,16 52,34 0,133 0,266 0,399 0,532 0,665 0,798
11,43 58,52 0,149 0,297 0,446 0,594 0,743 0,891
219,1 12,70 64,63 0,164 0,328 0,492 0,656 0,820 0,984
14,15 71,50 0,182 0,363 0,545 0,726 0,908 1,089
244,5 7,92 46,22 0,131 0,262 0,393 0,524 0,655 0,786
8,94 51,92 0,147 0,294 0,441 0,588 0,735 0,882
10,03 58,00 0,165 0,329 0,494 0,658 0,823 0,987
11,05 63,60 0,181 0,361 0,542 0,722 0,933 1,083
11,99 68,73 0,195 0,390 0,585 0,780 0,975 1,170
13,84 78,72 0,223 0,446 0,669 0,892 1,115 1,338
15,11 85,46 0,243 0,485 0,728 0,970 1,213 1,455
197
П родолжение табл. 30
Наружный диаметр трубы, мм Толщина стенки, мм Вес 1 м гладкой трубы, кг Значения Р п прн интенсивности искривления, градус на 10 м
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
15,88 89,48 0,254 0,508 0,762 1,016 1,270 1,524
19,05 105,89 0,301 0,601 0,902 1,202 1,503 1,803
273.0 7,09 46,47 0,147 0,294 0,441 0,588 0,735 0,882
8,89 57,91 0,184 0,367 0,557 0,734 0,918 1,101
10,16 65,87 0,209 0,417 0,626 0,834 1,043 1,251
11,43 73,73 0,234 0,467 0,701 0,934 1,168 1,401
12,57 80,75 0,256 0,511 0,767 1,022 1,278 1,533
13,84 88,48 0,280 0,560 0,840 1,120 1,400 1,680
15,11 96,12 0,305 0,609 0,914 1,218 1,523 1,827
16^51 104,46 0,331 0,661 0,992 1,322 1,653 1,983
17,78 111,91 0,355 0,709 1,064 1,418 1,773 2,127
19,05 119,30 0,378 0,756 1,134 1,512 1,890 2,268
298,4 8,46 60,47 0,210 0,419 0,629 0,838 1,048 1,257
9,52 67,86 0,235 0,470 0,705 0,940 1,175 1,410
298,4 11,05 78,30 0,270 0,542 0,813 1,084 1,355 1,626
12,42 87,60 0,303 0,606 0,909 1,212 1,515 1,818
339,7 8,38 68,49 0,270 0,540 0,810 1,080 1,350 1,620
9,65 78,56 0,310 0,619 0,929 1,238 1,548 1,857
10,92 88,55 0,349 0,698 1,047 1,396 1,745 2,094
12,19 98,47 0,388 0,776 1,164 1,552 1,942 2,328
13,06 105,16 0,415 0,829 1,244 1,658 2,073 2,487
13,97 112,22 0,442 0,884 1,326 1,768 2,210 2,652
15'44 123,47 0,487 0,973 1,460 1,946 2,433 2,919
18,26 144,75 0,571 1,141 1,712 2,282 2,853 3,423
406,4 19,52 93,21 0,440 0,879 1,319 1,758 2,198 2,637
11,13 108,32 0,511 1,021 1,532 2,042 2,553 3,063
12,57 122,09 0,576 1,151 1,727 2,302 2,878 3,453
16,66 160,08 0,755 1,509 2,264 3,018 3,773 4,527
18,16 173,80 0,820 1,639 2,459 2,378 4,098 4,917
473,1 11,05 125,88 0,691 1,382 2,073 2,764 3,455 4,146
508 ;о 11,13 136,3 0,803 1,606 2,409 3,212 4,015 4,818
12,70 155,1 0,914 1,828 2,742 3,656 4,570 5,484
16,13 195,62 1,153 2,305 3,458 4,610 5,762 6,915
Рис. 88. График для определения
запаса прочности обсадных труб
из стали группы прочности Д
Номер кривой на рисун-
ке ......................1 2 3 4
Диаметр обсадных труб . 140146168219245
Номер кривой на рисун- ?
Диаметр обсадных труб .273 299 324 426
Г98
На рис. 88 приведены рекомендуемые запасы прочности па
для обсадных труб из стали группы прочности Д при различных
интенсивностях искривления ао ствола скважины [50]. Последо-
вательность расчета следующая.
Определяют интенсивность искривления ствола скважины по
формуле (VIII.37) для стадии проектирования или по фактиче-
ским данным инклинометрии [по формуле (VIII.36)]. Выделяют
интервалы, в которых бурили (будут бурить) с отклоняющими
устройствами (трубный отклонитель, кривой переводник и др.),
и увеличивают их на 25 м от начала в сторону устья скважины.
На рис. 85 эти интервалы обозначены L], L2, L3, Lit L5, L6 с интен-
сивностью искривления соответственно aoi, йог, a03. Выделяют
интервал с максимальной интенсивностью искривления иОтах-
Если интервал с аотах первый от устья скважины (участок
Ц, L2, aoi = аотах), то часть колонны от L[ до L определяется с
учетом aoi, не принимая во внимание а02 и «03. Если ao2 = aamax,
то участок колонны L[L3 вычисляется с учетом «щ, а участок
L3L— с учетом а02. Если а01 <а02<:а0з, то LiL3 рассчитывается
при tzoi, E3L5 — при «оз, a LSL — при «оз.
Допустимые длины секций из расчета на растяжение опреде-
ляют по формуле
h = ([P]-Q)/qi , (VIII.45)
где [Р]—допустимая нагрузка для подбираемой секции, опре-
деляемая по формуле (VIII.40) или (VIII.44); Q — общий вес
нижних секций колонны; qi— вес 1 м труб подбираемой секции.
При длине вертикального участка 100 м и менее допускается
принимать запас прочности на растяжение одинаковый с при-
нятым для первого нижележащего интервала, в котором набира-
ется ЗенИТНЫЙ УГОЛ, НО «и^Птт [50].
Обсадные трубы с резьбой трапецеидального профиля реко-
мендуется использовать в верхней части обсадной колонны после
разграничивающей секции.
Пример расчета эксплуатационной колонны диаметром 146 мм
Исходные данные для расчета.
Глубина, м: /.' = 2350; \.L'= 150; й'=1280; ,ДЛ' = 80; /7 = 945.
Плотность, г/см3: рц= 1,85; рр= 1,25; ро = 0,85.
Коэффициент разгрузки /(=0,25.
Интервалы искривления (см. рис. 85), м: Ц = 100; Т2 = 200; /.- =950;
7.4= 1000; /.5 = 2000; Л6 = 2040.
Интенсивность искривлении, градус на 10 м: aOi = 2,75; «02 = 3,25; а0з=1,5.
По данным АНИ построена эпюра избыточных наружных давлений, при-
веденная на рис. 86.
Для первой секции выбираем трубы, для которых Ркр составляет
(1,15-17,1) МПа 19,7 МПа. Это будут трубы из стали группы прочности Д
с толщиной стенки 7 мм.
Так как трубы с меньшей толщиной стенки не выпускаются, то длину
первой и последующих секций определим из расчета на растяжение по фор-
муле (VIII.45). Так как ио данным расчета максимальная интенсивность ис-
кривления «02 = 3,25° на 10 м, то расчет на растяжение от Т3 до L производится
199
с учетом величины этой интенсивности искривления, а от Ь, до £3 — при aOi =
= 2,75° на 10 м.
Допускаемую растягивающую нагрузку определим по формуле (VIII.41).
В соответствии с табл. 29 для обсадных труб диаметром 146 мм из стали
группы прочности Д коэффициент С = 0,08, а запас прочности при ао2 = 3,25“
на 10 м составляет пи = 1,15(1—0,08-3,25) = 1,55.
Значение па можно найти также по графику (см. рис. 88)!.
Для труб с толщиной стенки 7 мм РСт = 0,71 МН, <? = 248 Н, а [Р] =
= (0,71/1,55) =0,45 МН. Длину первой секции определим по формуле
(VIII.45): /1= (45000/24,8) м=1810 м.
Так как при ао2 = 3,25° на 10 м рассчитывается участок от 2350 до 950 м,
то длина первой секции должна быть не более (2350—950) м==1400 м. Вес
первой секции Q= (248-1400) =0,3472 МН.
Для интервала 100—950 м коэффициент запаса прочности пи при а0| =
= 2,75 по графику (рис. 88) равен 1,46.
Вторую секцию также выбираем из труб с толщиной стенки 7 мм, для
которых [Р] = (0,71/1,46) =0,486 МН.
I 486 000 — 347 200 \
/2 =--------------------= 560 м; Q, = 0,1388 МН.
\ 248 /
Общий вес первой и второй секции Q = 0,486 МН.
Третью секцию выбираем из труб с толщиной стенки 8 мм, для которых
[Р] = (0,85/1,46) =0,58 МН, <? = 280 Н.
! 582 200 — 486 000 \
Общая длина секций в интервале 100—950' м должна быть 850 м, поэто-
му для третьей секции достаточна длина
/3 = 850 м —/2= (850 — 560) = 290 м; Q3 = 0,0712 МН.
Общий вес трех секций составит:
Q = (0,48 + 0,07) = 0,55 МН.
Для четвертой секции, устанавливаемой на вертикальном участке, выби-
раем также трубы с толщиной стенки 8 мм и рассчитываем ее длину с запа-
сом прочности 1,3.
[Р] = (0,85/1,30) = 0,65 МН.
/ 650 000 — 557 200 \
/4 = I------------------ = 330 м.
4 I 280 /
Для четвертой секции достаточна длина 100 м: /4=100 м; Q4=0,028 Н.
Конструкция колонны, полученная в результате расчета, приведена ниже
Номер секции .................
Толщина стенки, мм ... .
Длина секции, м...............
Вес секции, МН................
,1
7
1400
0,3472
2 3 4
7 8 8
560 290 100
0,1388 0,0712 0,028
Расчет натяжения обсадных колонн
При оборудовании устья скважины производится натяже-
ние незацементированной части обсадной колонны для защиты
ее от повреждений в результате возникновений дополнительных
напряжений (А. Е. Сароян). Натяжения обсадных колонн не про-
изводят в случае установки компенсаторов деформации.
200
Qh > Q;
Он > Q + А — 0,47 pv d2 + 0,2351 (D2 Рз — d2
При проектировании обсадных колонн для скважин, в кото-
рых неизвестны ожидаемые температуры и давления, величина
натяжения определяется по формуле
(?н = Q и Q„ < [Рстр], (VIII. 46)
где Qn — усилие натяжения; Q — вес свободной (незацементи-
рованноп) части колонны; [РСтр] —допустимая страгивающая
нагрузка для резьбового соединения.
Натяжение колонн QH, которые в процессе эксплуатации под-
вергаются нагреву (или охлаждению) и воздействию внутреннего
давления, определяют из условий
(VIII.47)
где Q — вес свободной (незацементированной) части колонны;
ру — внутреннее давление в колонне на устье; D и d— соответ-
ственно наружный и внутренний диаметры колонны; р3ирк— со-
ответственно плотности раствора за колонной и внутри нее.
Большее значение QH принимается за усилие натяжения.
Усилие Р\, возникающее в колонне в результате нагрева (ох-
лаждения), находят по формуле
Р1 = аЕ5А/, (VIII.48)
где а — коэффициент линейного расширения; Е — модуль упру-
гости материала трубы; — средняя температура нагрева (или
охлаждения) колонны.
Приближенное значение средней температуры нагрева (или
охлаждения) может быть найдено из зависимости
A t = (/з——^2). , (VIII.49)
где t\, /2— температуры колонны до эксплуатации соответствен-
но на устье и у верха цементного кольца (обычно принимаются
по геотермическому градиенту); ts, Ц— температуры жидкости
в колонне соответственно на трех же глубинах.
В случае охлаждения А/ имеет отрицательное значение. Сред-
няя площадь сечения колонны рассчитывается по формуле
F = -Л + • , (VIII.50)
где Z], /2 — длины секций обсадной колонны; Л, F2 — площади
сечения труб в секциях.
После натяжения колонны должны соблюдаться условия
Qn - Qo-Pt + р2-ра < [Рстр];
<Эн Qo [Z3стр] >
(VIII.5I)
201
где Qo — вес колонны от устья до рассматриваемого сечения;
Р2— осевое растягивающее усилие, возникающее в колонне в ре-
зультате воздействия внутреннего избыточного давления, опреде-
ляемое по формуле
Р2 = 0,47 ру d2;
(VIII.52)
Рз — осевое усилие, возникающее в колонне в результате воздей-
ствия внешнего и внутреннего гидростатических давлений жид-
кости, определяемое по формуле
Ра = 0,0235 / (D2p3 — d2pK);
(VIII.53)
/ — расстояние от устья скважины до рассматриваемого сечения.
Для соединений, расположенных у устья скважины, условия
прочности следующие:
Qh Pi -Ф Р% — Рз ^-[Рстр];
Qh [Рстр] •
(VIII.54)
Глава IX. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ И
ЦЕМЕНТИРОВАНИИ НАКЛОННЫХ
СКВАЖИН И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ
Природа осложнений при креплении и цементировании на-
клонных и вертикальных скважин одна и та же. Однако некото-
рые особенности, характерные для наклонных скважин, в значи-
тельной степени увеличивают вероятность возникновения ослож-
нений и повышают их тяжесть.
Повреждения обсадных колонн в наклонных скважинах
По затратам времени на ликвидацию аварий повреждения об-
садных колонн занимают третье место после прихватов и ава-
рий с бурильными трубами.
В наибольшей степени повреждение промежуточных колонн
происходит в интервалах скважин, где ствол имеет искривление.
Даже при незначительной кривизне скважины (2—3°) измене-
ние азимута ствола может способствовать интенсивному износу
обсадных колонн. Это объясняется тем, что степень износа ко-
лонны во многом зависит от величины усилий, прижимающих бу-
рильный инструмент к обсадным трубам. Величина этих усилий
является функцией интенсивности искривления ствола скважины.
В наибольшей степени обсадные трубы повреждены в местах
резких перегибов ствола [15], где при вращении бурильного ин-
струмента в пределах сравнительно небольших интервалов про-
исходит постоянное истирание колонны за счет воздействия не
только замков, но и самих труб. В искривленной скважине даже
при незначительной кривизне ствола бурильный инструмент при
спуске и подъеме скользит все время по одной стороне обсадной
колонны, что и приводит к одностороннему ее протиранию.
При изменении угла искривления более чем на 1° на 10 м
ствола образуется резкий перегиб. Такой же перегиб возникает
при изменении азимута искривления. Перегибы, спирали и пет-
ли, которые возникают при бесконтрольном бурении, образуют
сложную и часто неудовлетворительную для качественного креп-
ления конфигурацию ствола. Заклинивание обсадных колонн при
спуске в таких скважинах часто происходит не только из-за ве-
личины кольцевых зазоров и высокой жесткости колонны, но и
в связи с неудовлетворительной конфигурацией ствола.
В работах многих исследователей отмечается, что даже при
незначительной кривизне скважины инструмент скользит по од-
ной и той же стороне обсадной колонны, переходя к односторон-
нему ее протиранию. Наиболее интенсивно обсадные колонны
203
изнашиваются в сравнительно небольших интервалах, в местах
искривлений ствола скважины. Об этом свидетельствуют данные
измерений поднятых из скважины обсадных труб.
Из скв. 110 Ачи-Су и 237 Избербаш извлечены части 324- и
219-мм обсадных колонн. В обсаженных скважинах произвели
65—80 рейсов долота и более 600 ч вращали бурильный инстру-
мент. Большинство труб имело односторонний желобообразный
износ. Глубина выработки изменялась в пределах 1—6 мм, но
имелись участки, где трубы с толщиной стенки 10—12 мм были
протерты почти насквозь.
Для определения интенсивности и величины удельного объем-
ного износа труб исследовали промежуточную колонну, подня-
тую из скв. 203 Октябрьская (Г. М. Эрлих). В колонне произвели
36 спуско-подъемов и вращали бурильный инструмент 429 ч. Ос-
мотр разрезанных вдоль образующей патрубков показал, что од-
на половина не имеет заметного износа. На внутренней поверх-
ности другой половины обнаружили ярко выраженную желобо-
образную выработку. Проверенными замерами установлено, что
износ даже на незначительной длине неодинаков. Величина ра-
диального износа на длине 1,4 м изменялась от 1,35 до 2,40 мм.
Чаще всего износ имел вид желоба вдоль образующей трубы,
причем радиус закругления его дна точно совпадал с радиусом
бурильного замка. Наблюдался также износ в виде двух и более
желобов, расположенных на различных расстояниях друг от
друга.
Аналогичные данные получены М. Л. Кисельманом при ис-
следовании поднятых из скважин изношенных обсадных колонн.
На опасность одностороннего износа обсадных колонн при боль-
шом объеме работ в них указывали американские исследователи.
Они отмечали, что интенсивность износа пропорциональна пло-
щади контакта, удельной прижимающей нагрузке и абразив-
ности промывочной жидкости. Сделан вывод, что с целью повы-
шения износостойкости колонн рациональней использовать тол-
стостенные трубы из сталей с низкими прочностными показате-
лями, чем тонкостенные трубы из высокопрочных сталей. Реко-
мендуется для уменьшения износа обсадных колонн устанавли-
вать на каждой бурильной трубе резиновые протекторы, особен-
но в интервалах резкого изменения направления ствола.
Принято считать, что интенсивность износа обсадных труб
уменьшается от устья скважины к башмаку колонны, т. е. на-
ибольшему износу подвергнута приустьевая зона. Однако анализ
промысловых данных по 13 скважинам объединения Дагнефть
показывает (табл. 31), что промежуточные колонны поврежда-
ются на различных глубинах [15].
Из табл. 31 видно, что при бурении скважины наиболее часто
износ и повреждение промежуточных колонн отмечаются в ин-
тервале 250—750 м. Частота повреждений составляет около 50%.
Ниже глубины 1500 м повреждения отсутствуют. Под поврежде-
204
нием здесь понимают сквозное протирание и разрывы избыточ-
ным внутренним давлением изношенных обсадных труб. Ниже
1500 м происходит смятие обсадных колонн, изношенных буриль-
ным инструментом.
Таблица 31
Интервалы повреждений обсадных колонн в скважинах
Интервал по- вреждения, м Число повреждений Процент к об- щему числу повреждений Интервал по- вреждения, м Число повреждений Процент к об- щему числу повреждений
0—250 2 14,3 750—1000 2 14,3
2501—500 3 21,4 1000—1250 2! 14,3
500—750 4 28,6 1250—1500 1500—1750 1 0 7,1 0
Наиболее интенсивное протирание промежуточных колонн в
указанном интервале объясняют геолого-техническими условиями.
Частое чередование пластов различной твердости, применяемая
технология бурения и компоновка низа бурильного инструмента
способствуют значительному пространственному искривлению
ствола скважины. Некоторые данные проводки скважин, в ко-
торых отмечены повреждения обсадных колонн, приведены в
табл. 32, [1.5]. Из приведенных данных видно, что разность плот-
ностей бурового раствора в колонне и за колонной нередко со-
ставляла 0,30—0,86 г/см3. Почти во всех этих скважинах проме-
жуточные колонны испытывали избыточное внутреннее давление.
В процессе углубления скважины из-под промежуточной ко-
лонны инструмент изнашивается. Колонна теряет свою первона-
чальную прочность и в какой-то момент разрывается избыточным
внутренним давлением. В тех случаях, когда буровой раствор за
колонной и в колонне имеет одну и ту же величину плотности или
же за колонной оказывается качественное цементное кольцо, по-
вреждение обнаруживают только после сквозного протирания
обсадной колонны. Подтверждением этому могут служить матери-
алы проводки скв. 2 Балхас-Хунум, где отмечено сквозное про-
тирание и в первой, и во второй промежуточных колоннах на глу-
бине 500 м.
Особенно неблагоприятные условия для сохранения целостно-
сти труб создаются при бурении скважин роторным способом с
низкими механическими скоростями, когда бурильные замки ча-
сами изнашивают одно и то же место в обсадной колонне. В на-
ибольшей степени истиранию подвергнута обсадная колонна в
местах резких перегибов. При вращении бурильного инструмен-
та в пределах сравнительно небольших интервалов колонна по-
стоянно истирается не только лапками долота, но и самими тру-
бами.
Анализ промысловых данных по месторождениям Северного
Кавказа, выполненный ВНИИКРнефтью, показывает, что сплош-
205
Номер сква- жины Месторожде- ние Диаметр колон- 1 ны, мм Глубина спуска, мм Уровень подъ- ема тампо- нажного раст- вора (от устья), м Глубина, соот- ветствующая повреждению, м
120 Ачи-Су 325 1430 ,11295 1060
122 х> 325 1500 1025 740—750
126 » 273 1942 1210 870
128 » 299 1549 Не отбит 804
130 » 299 1915 1040 250
132 » 299 1403 735 628
140 » 299 2089 До устья 1500
242 Избербаш 299 2165 » 392
180 Малгобек 168 2993 2223 2000,—2100
780 » 168 2960 720'—2180 2004
101 Али-Юрт 168 2817 1360 790—800
103 » 168 2841 1890 1347
28 ЗамаНкул 168 2120 ,1450 1110^1124
31 168 2157 1312 1279
63 Карабулак 168 1785 1440 907
2 Балхас-Ху- нум 324 245 917 2630 1440 1470 500 500
Таблица 32
Группа прочно- сти стали 1 Толщина стенки трубы, мм Кривизна ствола в интервале поврежде- ния, гра- дус Продолжи- тельность работы в колонне до поврежде- ния, число рейсов Плотность промывочной ЖИДКОСТИ, г/СМ3 Внутреннее давление, при кото- ром напря- жение в теле трубы достигает предела текучести, МПа Избыточное внут- реннее давление в момент повреж- дения, МПа
в ко- лонне за ко- лонной
с 11 10—11 44 — — — —
д 11 6—7 42 1,94 1,26 26,0 5,0
д 12 7—8 86 — — — —
д 10 9—10 46 1,96 1,30 25,5 5,3
д 11 3—4 60 2,00 1,46 26,0 1,4
д 11 6—7 60 2,20 1,34 26,0 5,4
д 11 6—7 84 1J7 1,38 26,0 6,0
д 10 2—3 107 2,08 1,36 26,0 2,9
Ем 10 5—7 10 — — — —
Ем 11 1—3 29 — — — —
Д 12 2—3 22 — — — —
Д И 5—6 — — — — —
Д 10 5—6 50 — — — —
Е 10 10—11 74 — — — —
Д 10 6—8 17 — — — —
Д 12 6—8 255 1,35 1,90 23,5 2,6
Д 12 6—8 181 — — — —
о
ное протирание и разрывы промежуточных обсадных колонн из-за
износа бурильным инструментом наиболее часто отмечаются в
интервале 0—1500 м. Ниже этой глубины в основном отмечены,
смятия обсадных колонн.
Закономерностям износа обсадных колонн в скважинах по-
священ ряд работ отечественных и зарубежных исследователей.
Однако до сих пор отсутствуют методы количественной оценки
влияния различных технико-технологических факторов на износ
обсадных колонн.
Проектирование обсадных колонн без учета их износостой-
кости приводит не только к авариям с обсадными трубами, но и
к перерасходу металла вследствие применения труб с завышен-
ной толщиной стенки.
Из предложенных зависимостей для оценки степени износа
обсадных труб наибольший практический интерес представляет
формула Азинмаша для роторного бурения
6= 2chk \S + HO (— — I'j + Kd ,
Z / L \ Л J \ 2 с ah / J
и формула для турбинного бурения
2 с h k Г q , rj /1 , \ . j 5 ”1
о = ----- <3 + //0------1 + л d---- ,
/. / [ \ h j ah J
где 6 — износ стенки труб, мм; k — поправочный коэффициент,
принимаемый равным 1,3—1,5; с — число рейсов бурильного ин-
струмента; /1 — длина бурильного замка, м; % — условный удель-
ный износ труб, м/мм; а — число труб в одной свече; d — диаметр
замка, м; t — время вращения бурильного инструмента в колон-
не, мин; I — средняя длина бурильной трубы, м; п—частота вра-
щения ротора, об/мин; S — средняя длина бурильной колонны, м
s = h1 + +
где Hi, Н2 — соответственно начальная и конечная глубины бу-
рения из-под башмака колонны, м.
При выводе этой формулы приняты некоторые допущения.
1. Степень износа зависит от длины пути перемещения буриль-
ного инструмента в обсадной колонне.
2. Круговое вращение бурильной колонны приводит к ее ус-
ловному линейному перемещению.
3. При вращении и спуско-подъемных операциях бурильный
инструмент контактирует с обсадной колонной по прямой линии.
4. Усилие, прижимающее бурильные трубы к обсадным, по-
верхность его действия, среда и угол отклонения оси скважины от
вертикали принимаются одинаковыми.
5. При вращении бурильный инструмент соприкасается с об-
садными трубами только замками, а при спуско-подъемных опе-
рациях— замками и утяжеленными трубами.
207
Условное определение основного расчетного параметра —
удельного износа труб снижает точность проводимых расчетов.
Несмотря на это, применение даже таких приближенных рас-
четов дает возможность сократить число аварий с обсадными ко-
лоннами из-за износа труб. Точность этих расчетов, очевидно,
можно повысить при определении величины удельного износа
статистическим методом.
Для определения влияния интенсивности искривления ствола
скважины на степень износа колонны во ВНИИКРнефти Л. Б. Из-
майловым и В. Н. Кокаевым проанализирован промысловый ма-
териал по площадям Ачи-Су, Избербаш и Балхас-Хунум объеди-
нения Дагнефть и по площадям Эльдарово, Старогрозненская,
Малгобек, Али-Юрт и другим объединения Грознефть.
По данным геофизических исследований построены инклино-
граммы для скважин со значительным искривлением ствола
(см.рис. 9 и 10) и с незначительной степенью пространственного
искривления (см. рис. 8, в, г) Соответственно построены графики
изменения степени искривления ствола с глубиной для скважин
первого (см. рис. 8,а, б) и второго типов (см. рис. 8,в, г). Интен-
сивность искривления определяли по методике А. Дубин-
ского. Сопоставление данных табл. 32 с инклинограммами
и графиками интенсивности пространственного искрив-
ления скважин показывает, что повреждение обсадных
колонн в большинстве случаев происходит там, где ствол резко
искривлен. График изменения степени искривления ствола, как и
инклинограмма, характеризует интенсивность пространственного
искривления скважины. Однако, как видно из сопоставления
(см. рис. 9,а,б и 10,а,б) интервалы с резким искривлением на
графике выделяются более четко в виде характерных аномалий
(например, глубина 250 м для скв. 130 Ачи-Су и интервал 800—
900 м для скв. 128). Вместе с тем величина степени перегиба р,
являясь суммарным выражением действия дирекционного и ази-
мутального углов, может служить критерием количественной
оценки пространственного искривления ствола скважины.
Анализ проводки скважин показывает, что в скважинах со
значительным пространственным искривлением ствола повреж-
дение колонны происходит после непродолжительной работы.
Так, в скв. 122 и 128 Ачи-Су повреждения произошли после про-
ведения соответственно 42 и 46 рейсов долота.
При малой интенсивности искривления ствола повреждения
колонн зачастую не происходят (скв. 139 и 142 Ачи-Су) или име-
ют место после очень длительной работы (скв. 140 Ачи-Су и скв. 2
Балхас-Хунум).
В качестве критерия оценки работы бурильного инструмента
в колонне принята величина условного удельного износа %=L/6.
Здесь А — приведенная длина пути перемещения бурильной ко-
лонны относительно рассматриваемого интервала обсадной ко-
лонны, м; <5 = 6П—'6о величина износа стенки трубы, мм, где
208
—номинальная толщина стенки трубы в момент ее спуска в
скважину; 6о — остаточная толщина стенки трубы после ее из-
носа.
С целью количественной оценки влияния искривления сква-
жины на износ обсадной колонны под воздействием бурильного
инструмента Л. Б. Измайловым [15] обработан промысловый ма-
териал методом математической статистики. Им для анализа вы-
браны только случаи разрыва изношенных обсадных колонн от
действия избыточного внутреннего давления. Этот вид повреж-
дения обсадных колонн нередко сопровождается поглощением,
поэтому было известно давление в момент аварии.
Корреляционный анализ полученных данных помог устано-
вить статистическую связь между условным удельным путем тре-
ния и интенсивностью пространственного искривления. Зависи-
мость между этими параметрами может быть представлена урав-
нением регрессии 1п(3 = 1па-|-МпЛ,
где а и b — коэффициенты, зависящие от диаметра обсадной ко-
лонны; л — условный удельный путь трения, тыс. м/мм; |3 — интен-
сивность пространственного искривления ствола, градус на 10м.
Полученная формула позволяет по фактическим результатам
инклинометрии ствола скважины рассчитать условный удельный
путь трения и на основе этого, пользуясь проектными данными о
бурении скважины, прогнозировать износ промежуточной колон-
ны. Результаты прогнозирования дают возможность рассчитывать
необходимые толщину стенок и группу прочности стали спуска-
емых в скважину труб, а также допустимый объем работ в обсад-
ной колонне. Если нет труб с требуемыми прочностными харак-
теристиками, можно, установив регламент на кривизну ствола,
выбрать технику и технологию бурения, которые позволяют до-
вести скважину до проектной глубины.
Для удобства производства практических расчетов по полу-
ченным данным построен график зависимости условного удель-
ного пути трения /. от интенсивности пространственного искрив-
ления ствола скважины р (рис. 89). При выполнении таких рас-
четов следует учитывать, что кривизна обсадной колонны не на
всех участках способствует кривизне ствола скважины. Кроме
того, при измерении кривизны через 25 м не во всех случаях точ-
но, определяется, интенсивность; пространственного искривления
ствола. Поэтому и по ряду других причин глубина соответствующе-
го повреждения обсадных колонн не совпадает с расчетной при
максимальной интенсивности искривления ствола скважин. Рас-
хождение между этими величинами в большинстве случаев не
превышает ±125 м. В связи с этим износ колонн определяют по-
интервально по наибольшему значению интенсивности простран-
ственного искривления р [15].
Таким образом, уменьшение перегиба ствола скважины явля-
ется важным резервом повышения долговечности промежуточ-
на
ных колонн. При интенсивности пространственного искривления
менее 0,4° на 10 м повреждения обсадных колонн не отмечены.
Для эффективной защиты обсадных и бурильных колонн от
взаимного износа во ВНИИКРнефти разработаны протекторы
типа ПС-1 и способ изготовления протекторных колец [15]. Про-
текторные кольца при этом способе изготовляют в цехе путем
литья макромолекулярного соединения (например, капрона) в
пресс-форму, установленную на замке бурильной трубы. Рас-
плавляют макромолекулярное соединение в автоклаве. За счет
Рис. 89. Зависимость услов-
ного удельного пути трения
от интенсивности простран-
ственного искривления ство-
ла скважины
Рис. 90. Протектор типа
ПС-1
усадки материала достигается достаточная прочность сцепления
его с трубой. Изношенные протекторные кольца из капрона ре-
ставрируют.
При рассмотренном способе изготовления протекторных ко-
лец обеспечивается: неподвижность колец на трубе; высокая
прочность колец, превышающая прочность резины; увеличение
допустимой температуры эксплуатации до 200°С; увеличение
срока службы колец и возможность их реставрации на буровой.
Во ВНИИКРнефти была разработана конструкция протектора
ПС-1 (рис. 90) с гибким, эластичным заклинивающим элементом,
состоящим из двух разъемных оболочек, выполненных из неаб-
разивного материала с малой изнашиваемой способностью (на-
пример, из резины или картона). Каждая оболочка армирована
210
каркасом и соединяется с другой при помощи клинового запор-
ного штыря.
Внутреняя конусная поверхность каркасов оболочек образу-
ет с поверхностью бурильной трубы клиновой зазор, в который
подвернуты края гибкого эластичного элемента (прокладки).
Гибкая эластичная прокладка может быть укреплена по мень-
шему основанию конусной поверхности посредством приклеива-
ния или другим способом. Путем подбора материала для изготов-
ления гибкой прокладки можно создать силу сцепления, соответ-
ствующую наименьшему разрывному усилию для каркаса.
Фиксация протектора на бурильной трубе достигается за счет
заклинивания гибкой и упругой прокладки в клиновом зазоре
между поверхностью бурильной трубы и конусной поверхностью
каркаса при малейшем смещении их относительно друг друга.
При этом исключается перемещение протектора между замками
бурильной трубы и его вращение.
Исследования, проведенные А. А. Абрамовым, Л. Б. Измай-
ловым и др. по изучению зависимости деформации протектора
от прижимающей нагрузки и температуры, показали, что протек-
торы ПС-140 предохраняют бурильные трубы и обсадную колон-
ну от взаимного износа при прижимающих нагрузках 0,06 МН и
более. При такой нагрузке и температуре 80°С радиальная де-
формация протектора составляет 3,4 мм. Следовательно, даже
при износе резины протектора на 3 мм замок бурильной колонны
не будет соприкасаться с обсадной колонной.
Опытная партия протекторов ПС 1-140 (50 шт.) была испы-
тана при бурении скв.120 Левкинская и скв.З. Куколовская
объединения Краснодарнефтегаз. В первой скважине после 150 ч
работы протекторов их износ не превышал 1 мм. Установлен-
ные на бурильной колонне одновременно с протекторами ПС1-
140 стандартные предохранительные кольца были изношены
более чем на 1,5 мм, свободно перемешались вдоль бурильной
колонны, и на их поверхности имелись глубокие прорезы.
Природа газонефтепроявлений
При цементировании наклонных скважин увеличивается
возможность газонефтепроявлений при прочих равных условиях
по сравнению с вертикальными скважинами, если в процессе це-
ментирования допускаются нарушения технологических приемов
цементирования обсадных колонн. Возникновение и развитие
проявления флюидов из пластов в затрубное пространство после
его цементирования возможно только при наличии в нем канала
и передачи давления между пластом и каналом как при провод-
ке вертикальных, так и наклонных скважин.
Исследования путей движения флюидов в затрубном про-
странстве скаважины позволили определить следующие каналы:
1) трещины и перемятости пород;
211
2) зазоры, возникающие на границах обсадная колонна —
тампонажный камень и тампонажный камень — стенка скважи-
ны в результате выделившейся из тампонажного раствора воды;
3) участки, заполненные невытесненной промывочной жид-
костью;
4) участки стенок скважины с глинистой коркой;
5) щель, заполненную водой на границе между глинистой
коркой;
6) щель, заполненную водой на границе между глинистой
коркой (буровым раствором) и тампонажным раствором (кам-
нем), возникшую в результате их синерезиса;
7) капилляры, пронизывающие схватившийся, но еще не за-
твердевший тампонажный раствор, образованные в результате
наличия в растворе избыточной воды (по сравнению с необ-
ходимым ее количеством для химического соединения цемента
с водой);
8) каналы, образовавшиеся в цементном растворе в ре-
зультате водоотделения на контакте с другими поверхностями;
9) каналы, образованные поднимающимся по тампонажно-
му раствору газом;
10) трещины в цементном камне после его перфорации
[35].
На природу возникновения и формирования каналов для
движения флюидов в затрубном пространстве нет единой точ-
ки зрения. Этим объясняется трудность выработки действенных
профилактических мероприятий. На основании анализа промыс-
лового, экспериментального, теоретического материалов рассмот-
рения различных гипотез и точек зрения в работе [35] предло-
жена классификация причин образования каналов в затрубном
пространстве при цементировании и после него, а также прояв-
ления флюидов и их движения (рис. 91). Необходимо отметить,
что при рассмотрении перечисленных причин проявлений и пере-
токов исключались случаи нарушения технологии бурения и креп-
ления скважин.
При составлении классификационной схемы рассмотренные
факторы разделены на геологические, технические, технологиче-
ские, физико-химические и механические. При этом учитывалось,
что одни факторы, способствующие возникновению газонефте-
проявлений, в одинаковой мере относятся к разным классифици-
рующим группам, другие могут считаться сомнительными, но они
учитываются, так как некоторые из них, как отмечают исследова-
тели и производственники, возможно, играют роль в развитии
нефтегазопроявлений. При отсутствии каналов в затрубном про-
странстве геологические нарушения не могут оказать заметного
влияния на развитие перетоков из пласта в пласт.
Технические факторы могут быть косвенной причиной фор-
мирования каналов в затрубном пространстве. Как показывает
анализ межколонных флюидопроявлений негерметичной обсад-
212
ной колонны, пропуски в резьбовых соединениях вызывают на-
ибольшее число осложнений.
Технологические факторы определяются многими обстоятель-
ствами и зависят от качества тампонажных смесей, уровня раз-
вития техники и технологии процесса цементирования и др.
Рис. 91. Классификация факторов, способствующих образованию каналов,
несплошцого камня и движению флюидов в зацементированном затрубном
пространстве
При расхаживании обсадной колонны (например, при движе-
нии вверх) в движущемся цементном растворе возможно неко-
торое снижение давления на пласт, что может привести к про-
никновению флюида в раствор. И наоборот, при движении колон-
ны вниз возможен гидроразрыв пластов. Опыт цементирования
скважин с расхаживанием обсадных колонн в нашей стране и
213
за рубежом при соблюдении существующей технологии этих ра-
бот показывает, что поступление флюидов в скважины не наблю-
дается.
После цементирования колонну часто оставляют под избыточ-
ным внутренним давлением. По истечении времени затвердева-
ния цементного раствора давление падает, колонна несколько
деформируется, сокращаясь по диаметру. Так как цементный
камень приобрел некоторую жесткость и прочность, между ним
и колонной может остаться зазор размером до 1 мм, который в
некоторых случаях рассматривается как потенциальный канал
движения флюида. Образование таких зазоров предотвращается
падением избыточного внутреннего давления в период ожидания
затвердевания цементного раствора [35].
Механические факторы: удары бурильных труб, долота, вы-
стрелы перфораторов (особенно при залповых выстрелах при на-
личии незацементированных каверн) и др. — приводят к трещино-
образованию в тампонажном камне. Однако данных о растрески-
вании цементного камня при вращении инструмента или спуске
долота нет.
Предположение о возможности образования каналов в тампо-
нажном камне в процессе гидроразрыва пластов для интенси-
фикации добычи нефти вполне допустимо, а значимость их оп-
ределяется в более поздний период работы скважин. В этот пери-
од на развитие каналообразования оказывают влияние темпера-
турные изменения, зависящие от режима эксплуатации скважины
и проведения в ней различных работ.
Наиболее сложно выяснить природу и значимость физико-
химических факторов. Резюмируя мнения исследователей, можно
привести следующие соображения, являющиеся попыткой объ-
яснить продвижение флюидов в затрубном пространстве зацемен-
тированной скважины [35].
1. Оставление промывочной жидкости в затрубном простран-
стве скважины (в виде «языков» или глинистой корки), по кото-
рой вследствие диффузии газ поднимается вверх.
2. Возникновение в тампонажном растворе-камне каналов в
результате наличия «избыточной» воды.
3. «Зависание» тампонажного раствора при его загустевании
и твердении с понижением давления на пласты.
4. Образование вертикальных пристенных слоев воды или уча-
стков воды вследствие синерезиса промывочной жидкости.
5. Контр акционные явления в тампонажном растворе и обез-
воживание «языков» промывочной жидкости и глинистой корки
в результате поглощения из них воды твердеющим тампонажным
раствором-камнем.
б. Изменение равновесия при седиментации твердой фазы
тампонажных растворов.
По предполагаемому месту возникновения каналов в затруб-
214
ном пространстве все точки зрения можно разделить на две груп-
пы: канал образуется только в тампонажном растворе или кам-
не (на ранней стадии твердения); каналы возникают в глинистой
корке и невытесненной промывочной жидкости, находящихся в
соприкосновении с тампонажным раствором и камнем.
Рассмотрим некоторые физико-химические факторы, которые,
на наш взгляд, особенно проявляются при цементировании на-
клонно-направленных скважин.
Седиментационные процессы
Вследствие сильно развитой межфазной поверхности там-
понажные растворы агрегативно неустойчивы и стремятся к рав-
новесному состоянию с минимумом свободной энергии, что прак-
тически приводит к разделению системы на две сплошные сре-
ды — воду и твердую фазу.
В обычных цементных растворах все чаще оседают практиче-
ски с одинаковой скоростью. Вся структурированная твердая со-
ставляющая смеси оседает относительно стенок сосуда скважин.
Мобильная вода затворения профильтровывается вверх. При этом
имеется потенциальная возможность прорыва наиболее слабых
участков структурированной твердой фазы и образования ка-
нала, по которому жидкость будет перемещаться вверх с мини-
мальными затратами энергии [35].
Уточнение некоторых особенностей седиментации тампонаж-
ных растворов и оценка ее влияния на формирование структуры
тампонажного камня в условиях, близких к условиям скважин,
показали, что седиментация столба цемента в растворе возраста-
ет с увеличением водоцементного отношения и плотности твердой
составляющей смеси, что одно и то же. Добавки ССБ интенси-
фицируют, а добавки гипана и бентонита снижают скорость и
конечную величину седиментации; для ее снижения лучше ис-
пользовать материалы типа бентонита.
В тампонажных смесях (до водоцементного отношения 0,6)
наблюдаются седиментация отдельных твердых частиц, а также
сползание структурированной твердой массы относительно не-
подвижных стенок сосуда, при этом вытесняемая часть воды за-
творения профильтровывается вверх по микропорам смеси (Т. Па-
уэрс). Сползание твердой части тампонажной смеси при повы-
шенном содержании воды затворения иногда может привести к
возникновению каналов внутри столба цементного раствора.
Когда проницаемость смеси неодинакова по площади сечения,
вода распределяется неравномерно по сечению, устремляясь по
его наиболее проницаемым участкам. Такой сосредоточенный
поток восходящей воды может вызвать образование канала в
результате сульфозии в структуре тампонажной смеси. Подоб-
ные каналы различной протяженности иногда по всей высоте
столба смеси отмечались при осмотре схватившегося раствора в
215
устанавливали перепад
Рис. 92. Установка для
оценки возможности фор-
мирования каналов в це-
ментном растворе
опытах на установке, представленной на рис. 92. Цилиндр 1 ди-
аметром 57 мм, длиной 5 м заполняли тампонажной смесью 3 с
водоцементным отношением 0,55. В основание цилиндра 1 через
пробку 4 вводили перфорированную трубку 2 с проницаемой об-
моткой высотой 0,1 м и внутренним диаметром 1 мм: фильтр был
связан с ртутным манометром 6 и емкостью 5 с воздухом. После
заполнения цилиндр сообщали с ртутным манометром, в котором
давления /гц, соответствовавший весу
столба смеси в цилиндре высотой Н.
Расстояние от дна цилиндра до уров-
ня заливки раствора Н (отметка 0—0)
соответствовало высоте столба смеси
до момента начала водоотделения.
После заполнения цилиндра смесью
в ней развивался процесс седимента-
ции. Внешне он отличался смещением
верхнего уровня смеси от отметки за-
ливки 0—0 вниз и наличием по всей
высоте микропотоков избыточной во-
ды, хорошо просматривавшихся сквозь
стеклянную стенку цилиндра. Верхний
уровень отстоявшейся в процессе седи-
ментации воды оставался неподвиж-
ным и совпадал с отметкой заливки
раствора в цилиндр Яц.
В результате падения давления в
цилиндре (о падении гидростатическо-
го давления столба цементного раство-
ра будет сказано ниже) по манометру
устанавливали и поддерживали дав-
ление, близкое к гидростатическому
(на ртутном манометре это соответст-
вовало перепаду /?Е).
При образовании канала (по седиментации) по мере сниже-
ния противодавления воздух, находившийся иод избыточным
давлением, проходил сквозь фильтр и, попадая в канал, барбо-
тировал по заполняющей воде.
В опытах при отсутствии подпора воздухом снизу циркуляция
воды в образовавшемся канале прекращалась (по мере затуха-
ния седиментации) с набором структурной прочности смеси.
Когда цилиндр с цементным раствором составлял некоторый
угол с вертикалью, иногда наблюдалось «самопроизвольное» при-
стенное каналообразование. По мнению А. И. Бережного),
это явление есть следствие седиментации тампонажной
смеси. Наклон цилиндра создает более благоприятные условия
для каналообразования в сравнении с вертикальным его поло-
жением (см. рис. 75).
При некотором угле наклона цилиндра скорость движения
216
воды вдоль его стенки максимальна: составляющая веса G и
гидравлические сопротивления смеси будут иметь оптимальные
значения (имеются в виду гидравлические сопротивления движе-
нию избыточной воды), т. е. при условии, когда величина G име-
ет достаточно большое значение при наименьшей протяженности
пути движения воды сквозь массу смеси (А. И. Бережной счита-
ет оптимальным наклон, равный 12°). В условиях эксперимента,
когда восходящий поток воды имеет наибольшую энергию дви-
жения (при а=12—15°), особенно с цементно-песчаными раство-
рами, может образоваться канал вдоль верхней стенки цилиндра.
Такие каналы наблюдались в опытных работах и были описаны
в работах УкрНИИгаза, где приводились причины каналообра-
зования, отличные от описанных выше.
В специально поставленных экспериментах иногда может об-
разоваться канал небольшого поперечного сечения.
Опытами, проведенными со стеклянными трубками длиной до
2 м и диаметрами 35 мм, поставленными под углом от 0 до 30° и
заполненными тампонажными растворами, установлено: 1) ка-
налы образуются в большей степени в цементно-песчаных смесях,
реже в «чистых» цементных растворах (при больших углах на-
клона) и не образуются в цементно-бентонитовых растворах;
2) образующиеся каналы заполнены сцементированными части-
цами цемента и не пропускают газ даже при больших давлени-
ях после схватывания растворов.
Следствием седиментационной неустойчивости являются во-
дяные пояса (карманы), которые отдельные авторы склонны счи-
тать основной причиной газопроявлений. Причины возникновения
водяных поясов — местные конфигурации скважин, непостоян-
ная проницаемость тампонажного раствора, обязательное ус-
ловие — седиментационная неустойчивость.
Теоретическими и экспериментальными исследованиями уста-
новлено, что недостаточная седиментационная устойчивость там-
понажных растворов приводит к развитию ряда отрицательных
явлений, к числу которых можно отнести следующие: 1) резкое
ухудшение реологических свойств тампонажных растворов при
прокачивании их в зонах повышенной проницаемости из-за бы-
строй потери избыточной воды; 2) увеличение проницаемости це-
ментного камня вдоль направления движения восходящей воды
при седиментации; 3) нарушение сплошности тампонажного
камня в затрубном пространстве: поперечной в результате обра-
зования водяных «поясов» и продольной (каналы различной про-
тяженности, промытые восходящей водой); 4) возникновение до-
полнительных осевых нагрузок на обсадную колонну.
Если предположить, что причиной каналообразований в за-
трубном пространстве являются процессы, связанные с седимен-
тацией в цементных растворах, то без изменения существующей
технологии цементирования, только улучшив свойства тампонаж-
217
них смесей, можно было бы коренным образом повысить каче-
ство разобщения пластов.
Необходимость нормирования седиментационной устойчивости
тампонажных растворов особенно выявляется при цементирова-
нии газовых скважин и скважин с аномально высокими пла-
стовыми давлениями.
Влияние температуры на седиментационную устойчивость
среды можно рассмотреть на основе упрощенного уравнения
Т. Пауэрса для определения скорости водоотделения
где Q — скорость водоотдачи через единицу поверхности фильт-
рации при данных условиях эксперимента; k — константа, опре-
деляющая вяжущее; S — удельная поверхность твердой фазы;
е — отношение объема, заполненного жидкостью, к объему сус-
пензии; о) — коэффициент, учитывающий часть воды, которая свя-
зана с твердой фазой и не участвует в водоотдаче; ц— вязкость
жидкости.
С повышением температуры ускоряется гидратация цемента,
что уменьшает коэффициент g, учитывающий долю свободной
воды, увеличивает удельную поверхность твердой фазы S и ко-
эффициент и. С ростом температуры падает вязкость дисперси-
онной среды, что распространяется и на тот случай, когда жид-
кость затворения обработана водорастворимыми полимерами,
которые в нормальных условиях повышают общую устойчивость
системы.
О характере и степени седиментационных перемещений в ос-
новной части высоты столба тампонажного раствора с достаточ-
ной точностью можно судить по характеру и степени перемеще-
ний верхнего уровня составляющей тампонажного раствора. Она
изменяется в зависимости от характеристики вмещающей среды
(зазор, состояние контактной поверхности, положение в про-
странстве и т. д.) и условий окужающей среды.
Для этих целей был предложен прибор для определения седи-
ментационной устойчивости тампонажных растворов (рис. 93).
Основную часть прибора составляет гладкостенный стеклянный
вертикальный цилиндр диаметром 35 мм и высотой 300 мм. Ве-
личину седиментационной устойчивости по водоотстою замеряют
по следующей методике. Стеклянный цилиндр 1, промытый и про-
сушенный, устанавливают в гнездо горизонтальной полки прибора
4 и прижимают хомутом 8 и зажимной гайкой 6 к вертикальной
стойке 3. По уровню 7 при помощи установочных винтов 5 полку
приводят в горизонтальное положение. Цилиндр заполняют ра-
створом до нулевой отметки. Водоотстой измеряют в миллимет-
рах по двум боковым линейкам. При этом, если показания левой
и правой линеек 2 различны, то принимают величину, равную их
среднеарифметическому значению.
218
Для повышения седиментационной устойчивости тампонаж-
ных растворов может быть рекомендован весь комплекс меро-
приятий по снижению водоотдачи цементных растворов.
Проведенным анализом промысловых данных во ВНИИКР-
нефти при изучении частоты возникновения проявлений в зави-
симости от зенитного угла скважины п(0) выявлена прямоли-
нейная корреляционная связь между ними (рис. 94):
f t ,
til ~Н ^2
где П] — число скважин с газопроявлениями в затрубном про-
странстве; п<2 — число скважин без газопроявлений.
Рис. 94. Зависимость часто-
ты возникновения газопро-
явлений от кривизны сква-
жины по месторождениям:
/ — Газли; 2 — Майкоп; 3 —
Сердюковская и Березовская
площади
Рис. 93. Прибор для опре-
деления седиментационной
устойчивости тампонажных
растворов
Объяснить это можно тем, что с ростом кривизны повышается
степень эксцентричности положения обсадных труб в скважине,
а значит, и вероятность оставления зон с невытесненным буровым
раствором, которые становятся каналами для перетоков пласто-
вых флюидов. Кроме того, исследованиями установлено, что с уве-
личением зенитного угла растет вероятность образования кана-
лов в цементном камне, вызванная седиментационной неустойчи-
востью раствора.
Остается дискуссионным вопрос о рациональной высоте подъ-
ема тампонажного раствора n(h) с точки зрения уменьшения ве-
роятности заколонных проявлений. Результаты исследований по
четырем газовым месторождениям показывают (рис. 95), что для
каждого из них оптимальная высота подъема тампонажного раст-
219
Рис. 95. Зависимость
частоты возникновения
газопроявлений от высо-
ты подъема тампонаж-
ного раствора по место-
рождениям:
1 — Гаэли; 2 — Шебелинка;
3— Майкоп; 4 — Сердюков-
ская и Березовская площа-
ди
вора различна. Так, если для Газли частота возникновения газо-
проявлений максимальна при подъеме тампонажного раствора до
устья, то на остальных площадях с ростом h сверх оптимального
значения вероятность газопроявлений увеличивается. При этом
нежелательны как малая h, когда более вероятны оставление
зон с вытесненным буровым раствором и недостаточная степень
снятия глинистой корки со стенок скважины, так и большая вы-
сота подъема, когда степень снижения порового давления в це-
ментном камне увеличивается.
Полученные закономерности соответствуют сложившимся
представлениям о практике цементирования скважин и резуль-
татах экспериментально-теоретических
исследований в этой области, поэтому
они могут служить основой для выбора
оптимальных технологических парамет-
ров при цементировании скважин.
Анализом промысловых данных так-
же установлено, что на скважинах, где
цементным раствором перекрывают один
или два газовых горизонта с подъемом
цемента над ними на 100—150 м и мощ-
ности самих горизонтов невелики, за-
трубных проявлений не отмечалось ,[7],
Таким образом, если при цементиро-
вании можно сохранить максимально
возможную высоту столба глинистого
раствора, т. е. давление на нижележащие
горизонты, вероятность проявлений не
уменьшается.
Наличие в разрезе скважины гори-
зонта с высокой проницаемостью и пла-
стовыми давлениями, близкими к гидростатическому, в условиях
одновременного вскрытия и цементирования колонн совместно с
горизонтами, имеющими повышенные давления, способствует
возникновению затрубных проявлений.
Когда цементный раствор поднимается на большую высоту в
связи с геологическими и техническими условиями, необходимо
проводить ступенчатое цементирование колонн в скважинах.
Герметизация устья скважины при условии создания противо-
давления в кольцевом пространстве в период загустевания и на-
чала схватывания цементного раствора предупреждает затруб-
ные проявления.
Для надежного разобщения пластов в нефтяных и газовых
скважинах еще недостаточно, чтобы в кольцевом пространстве
сформировался прочный и непроницаемый цементный камень.
Совершенно необходимо обеспечить также максимальную плот-
ность его контактов с обсадными трубами и горной породой. Это
возможно только при полном удалении с контактирующих по-
220
верхностей пленок нефти, смазок и глинистой корки. При нали-
чии на контактирующей поверхности пленок глинистого раствора
или нефти водопроницаемость контакта увеличивается в 2 раза и
более, а при глинистой корке — в сотни раз. Поэтому необходимо
обеспечивать наиболее полное замещение глинистого раствора
цементным в затрубном пространстве и удаление глинистой кор-
ки для ликвидации потенциальных зон каналообразования.
В нашей стране и за рубежом экспериментально доказана эф-
фективность спуска в интервалы залегания продуктивных пластов
обсадных труб со смолопесчаным покрытием. При покрытии пес-
ком наружной поверхности обсадных труб сила сцепления между
цементом и трубами увеличивается в 6 раз и повышается герме-
тичность стыка по отношению к давлениям жидкости или газа.
Тампонажные смеси для изоляции зон поглощений.
Способы изоляции
Многообразие геолого-технических условий проводки сква-
жины в различных нефтяных районах и постоянные поиски эф-
фективных способов изоляции поглощающих пластов привели
к разработке большего числа различных тампонажных смесей.
Для выполнения технологических операций и обеспечения
качественной изоляции зон поглощения промывочной жидко-
сти к тампонажным смесям предъявляются следующие требо-
вания [27 и др.]:
1) смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять
это свойство в течение времени, необходимого для закачивания
и продавливания ее в поглощающий пласт; 2) сроки схватыва-
ния смеси должны легко регулироваться; 3) начало схватыва-
ния смеси должно превышать время, необходимое для проведе-
ния операции по закачиванию ее в пласт, на 20—25%; 4) смесь
должна обеспечивать малые сопротивления при движении в за-
трубном пространстве и резкое увеличение сопротивлений при
движении в пористой среде; 5) смесь должна быть устойчивой
к разбавлению пластовыми водами, иметь высокие значения
структурно-механических свойств и плотность, близкую к плот-
ности промывочной жидкости, находящейся в скважине; 6) смесь
должна сохранять стабильность при температуре и давлении,,
существующих в скважине.
При изоляции зон поглощения в наклонно-направленных
скважинах необходимо, чтобы прочность камня (отвердевшего
тампонажного раствора) была ниже прочности разбуриваемых
пород с целью предотвращения забуривания вторым стволом
при разбуривании цементного моста в зоне поглощения. К та-
ким тампонажным смесям относятся цементно-бентонитовые,
тампонажные смеси с различными облегчающими добавками
(перлит, кордное волокно, губчатая резина, целлофан, орехо-
вая скорлупа, слюда, древесные опилки, туф, диатомовая земля,
221
пепел, кожа-«горох», улюк, пластмассовые микробаллоны, или
пламелон, измельченная пластмасса и др.), соляро-цементные,
соляро-цементно-бентонитовые смеси, тампоны на основе макро-
молекулярных соединений, цементно-полимерные смеси, аэри-
рованные тампонажные смеси и др.
Разработке тампонажных смесей для изоляции зон поглоще-
ний посвящены многочисленные исследования [3, 22, 25, 27 и
др.] Различные тампонажные составы широко применяются
при изоляции зон поглощений. Ниже приводятся некоторые вы-
сокоэффективные тампонажные смеси.
Тампонажная смесь на основе цемента, глинопорошка и
добавок сернокислого глинозема
В Волгограднипинефти М. С. Винарским и др. проведены
детальные исследования тампонажных смесей на основе цемен-
та, бентонита и различных ускорителей (жидкое стекло, серно-
кислый глинозем, кальцинированная сода, хлористый кальций).
На основании исследований состав (100 г цемента-рЗО г глино-
порошка) оказался оптимальным при содержании 3—6% сер-
нокислого глинозема. Преимущество использования такой сме-
си заключается также в том, что возможные отклонения в со-
держании ускорителя (в пределах 3—6%) существенно не от-
разятся на исходе операции. В результате исследований влияния
содержания воды на загустевание выбранных смесей установ-
лено, что В:Ц = 0,8—0,9 является оптимальным при содержании
в смеси 3—4% сернокислого глинозема (табл. 33).
Таблица 33
Поряд- ковый номер смеси Добавка на i60 г цемента и 30 г бенто- нита Плот- ность, г/см3 Пластическая прочность, 10-4 МПа
после перемешивания в течение после 1 ч пе- ремешивания через
серно- кислый глино- зем, г вода, см3 10 мин 20 мин 30 мин 40 мин 50 мин 1 ч 30 мин 1 ч
1 3 80 1,72 11,5 И,5 19,1 22,5 26,6 32,2 44 66
2 3 90 1,68 7,3 8,1 16,4 19,1 22,3 26,6 46 75
3 3 100 1,64 3,6 4,1 5,2 6,7 8,1 12,6 29 53
4 4 80 1,72 19,1 22,3 26,6 32,2 34,4 42,9 126 208
5 4 90 1,68 18,4 21,5 22,3 31,0 32,2 34,4 142 256
6 4 100 1,64 4,8 6,1 7,3 12,6 28,0 31,0 88 123
7 5 90 1,68 31,0 38,0 42,9 55,2 55,2 63,0 91 132
8 5 100 1,64 7,3 8,1 8,9 14,3 19,1 32,2 70 110
9 6 95 1,67 — 12,6 —- 63,3 — 189,7 410 —
10 6 110 1,60 — 25,6 — 19,0 — 19,8 54 124
Примечание. Смеси, содержащие 5—6 г сернокислого глинозема и 80 см3 воды,
не перемешивали после затворения.
222
Пластическая прочность таких смесей повышается равно-
мерно в течение всего периода перемешивания (рис. 96). При
меньшем водоцементном отношении растворы становятся непро-
качиваемыми уже в процессе затворения, а при большем — пла-
стическая прочность не достигает необходимого предела или из-
меняется скачкообразно, что усложняет доставку смеси к зоне
поглощения [3].
Водосодержание смеси подбирают в зависимости от продол-
жительности планируемой операции. Например, смесь, содер-
жащая 5% сернокислого глинозема и 90 % воды, имеет ограни-
Рнс. 96. Кинетика пластической
прочности глиноземистой смеси
(100 г цемента-|-30 г бентонита
4-3 г сернокислого глинозема 4"
4-90 см3 воды):
1 — без перемешивания; 2...после
20 мня перемешивания; 3 —после
40 мин перемешивания; 4— после
60 мин перемешивания; 5 — в процес-
се перемешивания
ченное время прокачиваемости (30 мин) и может быть приме-
нена для изоляции зон полного поглощения, расположенных на
сравнительно небольшой глубине. При увеличении водосодер-
жания период сохранения нормальной прокачиваемости дости-
гает 1 ч.
Не менее важным фактором является то, что увеличение
времени перемешивания тампонажной смеси до 60 мин не при-
водит к значительному повышению пластической прочности
(табл. 33), а при прекращении движения наблюдается «лавин-
ный» рост структуры.
Исследования структурно-механических свойств цементно-
бентонитовых смесей с добавкой ускорителей (жидкое стекло,
кальцинированная сода, хлористый кальций и сернокислый гли-
нозем) в статических условиях и при перемешивании показали,
что только сернокислый глинозем благоприятно действует на
структурно-механические свойства смесей при перемешивании.
Эта добавка повышает показатели реологических свойств це-
ментного раствора в 2—3 раза, сохраняя их величины на посто-
янном уровне в течение всего периода перемешивания. Стабиль-
но высокая пластическая прочность смеси способствует прекра-
щению ее движения в начальной стадии изоляционных работ.
Цементно-бентонитовая смесь с сернокислым глиноземом от-
личается более низкими показателями реологических свойств и
большей тиксотропностью, что увеличивает возможность управ-
ления ходом изоляционных работ и повышает их безопасность.
Кроме того, как показал анализ жидкой фазы глиноцемент-
ных смесей и исследования изменения их удельной электропро-
223-
водности, добавки глинопорошка в значительной мере интенси-
фицируют гидратацию цемента. Коагуляционный характер струк-
туры, создаваемой при добавлении глинопорошка к цементной
суспензии, обусловливает ее тиксотропность, т. е. способность
восстанавливаться после механического разрушения. Сернокис-
лый глинозем ускоряет образование и восстановление структу-
ры таких смесей [3].
Применение глиноцементной смеси с сернокислым глинозе-
мом для изоляции зон интенсивного поглощения на Жирнов-
ской, Бахметьевской, Коробковской, Кудиновской, Березовской,
Ключевской, Терсинской, Новинской, Добринской и других пло-
щадях Волгоградского Поволжья позволило резко сократить за-
траты времени и материалов на борьбу с осложнениями этого
вида.
Особенно наглядно видна эффективность применения реко-
мендованных глиноцементных смесей с сернокислым глинозе-
мом по результатам проведения изоляционных работ в скв. 1 на
Слюсаревской площади. При разбуривании евланоливенских
отложений на глубине 2941 м началось полное поглощение бу-
рового раствора. Статический уровень в скважине составил 68 м
(от устья), температура на забое 70°С.
Дальнейшее углубление скважины в целях полного вскры-
тия поглощающего пласта сопровождалось резким повышением
механической скорости проходки и провалами бурильного инст-
румента на глубинах 2952 и 2960 м. При этом статический уро-
вень снизился до 180 м, а динамический — в процессе бурения
при подаче насоса 8 л/с повысился до 103 м (от устья). Сква-
жина была доведена до глубины 2962 м.
Для изоляции зон поглощения на глубинах 2941, 2951 и
2960 м использовали рекомендуемую смесь [3]. При этом было
израсходовано 5,6 т тампонажного цемента, 2,4 т глинопорошка
и 45 кг сернокислого глинозема. После разбуривания цемент-
ного моста в интервале 2897—2962 м поглощений в скважине не
возникло.
При дальнейшем бурении скважины в интервале 2962—2984 м
возникло частичное (на глубине 2965 м) и затем полное погло-
щение на глубине 2981 м. Скважину при полном поглощении
углубили до 2984 м и через свободный конец колонны буриль-
ных труб, спущенной на глубину 2970 м, закачали 9,9 м3 глино-
цементной смеси указанного выше состава. В поглощающий
пласт под давлением до 2,5 МПа было закачано 1,6 м3 смеси.
После разбуривания цементного камня в интервале 2971 —
2982 м поглощений бурового раствора не наблюдалось.
При дальнейшем бурении на глубине 3001 м в интервале за-
легания воронежского горизонта началось полное поглощение.
Интенсивность поглощения затем уменьшилась до 12 м3/ч при
углублении скважины. Однако в интервале 3087—3088 м снова
началось полное поглощение, причем статический уровень бу-
224
рового раствора в скважине установился на отметке 217 м (от
устья). Зоны поглощения (интенсивностью 24 м3/ч) изолирова-
ли при забое скважины на глубине 3131 м глиноцементной
смесью с сернокислым глиноземом.
Всего при бурении скв. 1 Слюсаревской площади в интерва-
ле 2941—3131 м отмечено шесть зон полного и частичного по-
глощения, которые были изолированы после трех операций гли-
ноцементной смесью с сернокислым глиноземом.
В табл. 34 приводятся сравнительные данные по скв. 1 Слю-
саревская и скв. 203 Тарасовская, находящихся на расстоянии
1,5 км одна от другой. В первой скважине изоляция производи-
лась рекомендуемой смесью, во второй — глиноцементной смесью
с другими ускорителями.
Таблица 34
Номер скважины Интервал бурения, м Число зон погло- щения Число изоля- ционных опе- раций Расход материалов, т Затраты времени, ч
цемент глинопо- рошок химиче- ские реа- генты
1 Слюсаревская 2941—3131 6 3 16,8 7,2 0,135 92,1
203 Тарасовская 2856—3023 7 13 67,0 36,3 2,420 489,2
Из табл. 34 видно, что применение глиноцементной смеси с
сернокислым глиноземом позволило резко сократить затраты
времени и расход материалов.
Применение глиноцементной смеси с сернокислым глинозе-
мом при изоляции зон поглощений в скв. 2 Слюсаревская также
показало ее высокую эффективность. В объединении Нижне-
волжскнефть при изоляции зон интенсивных поглощений, встре-
чаемых на глубине до 4000 м, широко используют глиноцемент-
ные смеси с сернокислым глиноземом описываемых составов.
Тампонажные растворы с высокой водоотдачей
С целью повышения закупоривающей способности глино-
цементных смесей во ВНИИБТ разработаны тампонажные ра-
створы с высокой водоотдачей. Для этого готовится цементный
раствор с повышенным водоцементным отношением, плотность
которого примерно 1,40 г/см3. Его смешивают с глинистым рас-
твором, который готовился из бентонитовых глин, альметьев-
ского глинопорошка или утяжелялся баритом. Плотность гли-
нистого раствора соответственно может быть 1,16; 1,20 или
1,60 г/см3.
Цементный раствор смешивают с глинистым или в равных
объемах 1:1, или 1:2. В смесь вводят 3% хлористого кальция
(к массе сухого цемента) и 15% древесных опилок (к объему
глинистого раствора) [31].
8 Зак. 255
225
По мнению авторов [31], при закачивании смеси в зону по-
глощения входящие в ее состав наполнители создают решетку
в поглощающих каналах, через которую отфильтровывается во-
да из тампонажного раствора и образуется плотный, довольно
прочный изолирующий слой. Повышенные закупоривающие
свойства смеси обусловлены выпадением в поглощающих кана-
лах ее твердой фазы, и прежде всего утяжелителя.
Авторы [31] также считают, что закупоривающая способ-
ность тампонажного раствора повышается при закачке ТР ВВ
с изменением подачи насосов при непродолжительных останов-
ках. По предлагаемой авторами технологии тампонажный рас-
твор с высокой водоотдачей закачивают в скважину только при
установленном пакере, что позволяет избежать аварий, связан-
ных с прихватом бурильного инструмента.
Тампонажные свойства этой смеси характеризуются толщи-
ной фильтрационной корки и величиной водоотдачи. При попа-
дании смеси в высокопропицаемые отложения толщина корки
определяет способность ТР ВВ образовывать на этих отложе-
ниях плотную массу, а величина водоотдачи — относительную
скорость ее образования.
При использовании утяжеленных глинистых растворов для
приготовления ТР ВВ толщина фильтрационной корки наиболь-
шая. При соотношении утяжеленного глинистого и цементного
растворов 2:1 образуется фильтрационная корка, которая более
чем в 2 раза толще корки, образующейся при использовании
альметьевского глинопорошка или бентонитового порошка. Сле-
дует отметить, что соотношение глинистого и цементного раство-
ров 2:1 во всех случаях предпочтительнее, так как позволяет
вводить в больших количествах наполнитель.
На рис. 97 показаны кривые, характерные для изменения
пластической прочности ТР ВВ [31]. Рецептура при этих испы-
Рис. 97. График изменения во времени
пластической прочности тампонажных
растворов с высокой водоотдачей при
использовании:
1, 2 — утяжеленного раствора; 3, 4 -- бенто-
нитооого порошка; 5, 6 — альметьевского гли-
нопорошка.
Номер кривой на рисун-
ке ......................1 2 3
Соотношение глинистого
и цементного растворов. 2:1 1:1 2:1
Номер кривой на рисун-
ке . ..............4 5 6
Соотношение глинистого
и цементного растворов. 1:1 2:1 1:1
таниях сохранялась такой же, как и при измерениях водоотда-
чи. Из приведенных данных видно, что сроки начала роста пла-
стической прочности наименьшие при использовании ТР ВВ,
приготовленного на утяжеленном глинистом растворе (кривые
Л 2), наибольшие — при использовании глинопорошка альметь-
226
евского завода (кривые 5, 6). При использовании для приго-
товления TP ВВ бентонитового порошка сроки начала резкого
роста пластической прочности занимают промежуточное значе-
ние (кривые 3, 4). Был также исследован характер нарастания
прочности фильтрационных корок. Тампонажный раствор с вы-
сокой водоотдачей испытывали в скв. 12063 и 14142.
В скв. 12063 для приготовления TP ВВ применяли утяжелен-
ный глинистый раствор, а на скв. 14142 — раствор из бентонито-
вого порошка.
Стандартные технологические схемы расположения техниче-
ских средств при использовании ТР ВВ приведены на рис. 98.
Рис. 98. Схемы расположения технических средств при использовании тампо-
нажных растворов с высокой водоотдачей:
а — утяжеленного раствора; б — глинопорошка; / — скважина; 2 — ЦА-320; 3 — СМН-20;
4 — буровой насос; 5 — прием бурового насоса; 6 — малая тампонажная емкость
В скв. 12063 кровля поглощающего пропластка была вскры-
та на глубине 1433 м, отмечался «провал» бурильного инстру-
мента на 40 см. Количество промывочной жидкости, выходящей
из скважин, резко сократилось и составило 30 % от объема, за-
качиваемого в скважину. При отработке последующего долота
интенсивность поглощения увеличилась и выход циркуляции со-
ставил 15 % от объема закачиваемой жидкости. В процессе даль-
нейшего бурения был вскрыт водопроявляющий пласт франско-
го горизонта. К концу рейса из скважины выходило до 50% воды.
При подъеме бурильного инструмента начался перелив во-
ды из скважины и «сифон» через бурильную колонну. Следова-
тельно, одновременно были вскрыты зоны поглощения и водо-
проявления и в скважине происходили перетоки пластовых вод
между различными пластами. Для закачивания ТР ВВ в сква-
жину на глубину 1250 м был спущен и установлен пакер
А19М2/195.
Гидродинамические исследования были проведены перед и
после изоляционных работ.
Для приготовления ТР ВВ использовали следующие матери-
алы: 20 т цемента, 61 м3 утяжеленного глинистого раствора с
р = 1,6 г/см3, 1,5 т СаС1~, 32 м3 наполнителя (древесные опилки).
Цементный раствор применяли с р=1,3—1,45 г/см3. Соотноше-
ние глинистого и цементного растворов составляло 2:1 (по объ-
S* Зак. 255 227
ему). В целях полного вытеснения ТР ВВ и получения прочного
цементного стакана в скважину вслед за ТР ВВ закачали 10 т
обычного цементного раствора с добавкой 8% СаС12 и 330 кг
глинопорошка. После разбуривания цементного стакана цирку-
ляция в скважине нормализовалась. Данные гидродинамических
исследований показали, что приемистость скважины стала низ-
кой, зоны поглощения и водопроявления надежно изолированы.
Аналогичный результат был получен и в скв. 14142. Изоляцион-
ные работы с применением ТР ВВ проведены более чем в 100
скважинах объединения Татнефть, имеющих высокую интенсив-
ность поглощения, и дали положительные результаты.
Т ампонажные составы на основе полимеров с
минерализованными глинистыми растворами
Коагуляция глинистых частиц минерализованного бурово-
го раствора за счет ввода в него полиакриламида приводит к
образованию резиноподобной массы, отличающейся высокой уп-
ругостью [25].
Водный 10%-ный раствор полиакриламида представляет со-
бой желеобразную массу, получаемую в результате полимеризации
акриламида 10 %-ной концентрации в присутствии пер-
сульфата калия и гипосульфата натрия. В структуре полиакри-
ламида содержатся боковые амидные группы (CQNH2), кото-
рые в щелочных минерализованных глинистых растворах омы-
ляются в группы (COONa) с выделением аммиака (NH3) и
сшиваются ионами кальция и других поливалентных металлов,
образуя объемно-структурированный продукт.
При смешивании одного объема раствора полиакриламида
1%-ной концентрации с тремя объемами минерализованного
глинистого раствора, приготовленного из бентонитового порош-
ка, вязкостью 26 с по СПВ-5 происходит коагуляция глинистых
частиц. Жидкая система превращается в резиноподобную массу
высокой упругости. Пластическая прочность этой массы не пре-
вышает (1,5—2,0) • 10-4 МПа при нахождении в течение 6—10 ч
во влажной среде. Поэтому ее применяют как закупоривающий
материал для изоляции зон поглощения бурового раствора в
пористо-кавернозных породах с последующей закачкой цемент-
ного раствора с ускорителем схватывания.
Тампонажная смесь с повышенными закупоривающими
свойствами может быть получена при смешении равных объемов
минерализованного глинистого раствора вязкостью 45 с по
ОПВ-5 с цементным раствором плотностью 1,5 г/см3, приготов-
ленного на водном растворе полиакриламида концентрации
0,3%. Получаемая тампонажная масса имеет начальную пла-
стическую прочность (2—3) • 10-1.
Технология приготовления тампонажной смеси отличается
от обычной тем, что цементный раствор с полиакриламидом
228
транспортирует по бурильным трубам, а глинистый раствор — по
затрубному пространству. Таким образом, тампонажная смесь
образуется непосредственно в скважине.
В объединении Куйбышевнефть были испытаны эти смеси
при изоляции зон поглощения интенсивностью до 80 м3/ч на
глубине 2100 м. Положительные результаты при изоляции зон
поглощений вязко-упругими составами получены также в тресте
Якутнефтегазразведка Мингеологии РСФСР.
Метасо-цементные пасты
Метасо-цементные пасты разработаны в Пермнипнефти и
испытаны в объединении Пермнефть [25]. Метас — сополимер
метакриловой кислоты и метакриламида. Это термостойкий за-
щитный реагент, выпускаемый в виде белого порошка или гра-
нул, содержащих 40—60 % воды. Метас нерастворим в воде,,
как в горячей, так и в холодной. Растворение метаса осущест-
вляется в водно-щелочных растворах (в кальцинированной или
каустической соде) при соотношении метаса и соды, равном
3—6. Такой раствор чувствителен к действию хлоркальциевой
агрессии, вследствие чего метас начинает проявлять себя как)
пастообразователь.
Необходимую концентрацию водного раствора метаса прак-
тически определяют на буровом растворе по расходу сухого ме-
таса с учетом его влажности (до 50 %), а также по вязкости вод-
ного раствора метаса.
Тестообразные однородные метасо-цементные пасты (МПЦ)
получают смешиванием водного раствора метаса 10—15%-ной
концентрации с цементной суспензией, приготовленной на вод-
ном растворе хлористого кальция (В:Ц = 0,4:0,5).
При растворении метаса в щелочных растворах, приготов-
ленных на основании гидрата окиси натрия или карбоната нат-
рия, ионы натрия реагируют с карбоксильными группами СООН,
в результате чего образуется натриевая соль метаса, раствори-
мая в воде.
Одновременно происходит частичное омыление амидных
групп (CONH^-COONa) с умеренным выделением аммиака.
При использовании гидрата окиси натрия выделяются вода и
аммиак, что способствует более полному образованию натри-
евой соли метаса и увеличению растворимости, а при использо-
вании карбоната натрия — углекислый газ и аммиак.
При смешивании водно-щелочного раствора метаса с гидро-
окисью двухвалентного металла Са(ОН)2 происходит химиче-
ское взаимодействие между ионами кальция и натриевой солью
метаса. В группах COONа происходит замещение ионов натрия
/ СОО ч
ионами кальция I 2COONa— Са I и сшивание молекул
V СОО /
229
мстаса по карбоксильным группам, приводящее к получению
продукта с объемной структурой.
Химический процесс получения полимерцементных паст за-
висит от основных химико-минералогических групп, которыми
представлен портландцементный клинкер (C3S и С-S), скорости
гидратации этих групп с образованием щелочного раствора гид-
роокиси кальция, а также от количества и порядка ввода поли-
мера и хлористого кальция.
Гидратация основных химико-минералогических групп порт-
ландцемента происходит с образованием продукта:
2 (3 СаО • SiO2) 4- 6 Н2О -> 3 СаО 2 Si0.2 3 Н2О 4- 3 Са (ОН)2;
2 (2 СаО SiO2) 4- 4 Н2О -> 3 СаО 2 SiO2 • 3 Н2О 4- Са (ОН)2.
Гидратация сопровождается гидролизом с выделением гид-
росиликата кальция и гидрата окиси кальция. В результате с
момента затворения цемента образуется щелочной раствор гид-
роокиси кальция с максимальной щелочностью рн= 11,2 и жест-
костью 110 10 3 моль/л.
При затворении цемента на водном растворе метаса получа-
ется цементная суспензия, в которой ионы гидроокиси кальция
замещают ионы натрия в группах COONa. При этом происходит
ограниченное сшивание линейных цепей метаса ионами кальция,
что препятствует структурообразованию в растворе и взаимо-
действию метаса с частицами цемента. Вязкость цементной сус-
пензии повышается, водоотдача снижается и сроки схватывания
увеличиваются. Для получения пасты необходимо более полное
сшивание полимера внутри цементной суспензии. Это достига-
ется при вводе хлористого кальция, что способствует образова-
нию в растворе дополнительных связей между полимерными
цепями и созданию более частой жесткой сетки поперечных
связей. При полном сшивании полимеров растекающаяся цемент-
ная суспензия превращается в тестообразную пасту.
Исследования, проведенные Н. М. Макеевым [25], показа-
ли, что тестообразные полимерцементные пасты с повышенной
консистенцией, которые прокачиваются через бурильные трубы,
можно получить, если вводить в цементную суспензию вначале
полимер, а затем хлористый кальций.
Путем ввода раствора метаса в цементную суспензию им по-
лучены следующие метасо-цементные пасты: тестообразная
однородная с низким содержанием хлористого кальция и мета-
са; тестообразная высокоупругая с высоким содержанием хло-
ристого кальция и метаса.
В первом случае соотношение компонентов (в процентах по
массе от сухого цемента) следующее:
Цемент тампонажный............. 100,00
Метас.......... ... 0,125—0,50
Кальцинированная сода........0,021—0,17
Хлористый кальций............... 5,00
Года......................... 40,00—50,00
230
Из данных [25] следует, что для исходных цементных су-
спензий с водоцементным отношением, равным 0,50; 0,45; 0,40,
оптимальные добавки метаса равнялись соответственно 0,3, 0,4,
0,5%. При этом получаются однородные тестообразные метасо-
цементные пасты.
Во втором случае соотношение компонентов (в процентах
по массе от сухого цемента) следующее:
Цемент тампонажный.................. 100
Метас............ . . . . 0,721—1,00
Кальцинированная сода..........0,12—0,23
Хлористый кальций.............. 1'5—48
Вода ..... . . ... 54—40
При этом получаются резиноподобные высокоупругие ме-
тасо-цементные пасты, причем первые 2 и 5 мин консистенция
пасты не изменяется.
Промысловые исследования показали, что вязко-упругие'
метасо-цементные пасты можно применять при изоляции зон
поглощения в качестве буфера перед закачиванием однород-
ных тестообразных паст или быстросхватывающихся смесей.
Технология приготовления метасо-цементных паст не пред-
ставляет трудностей и на буровой осуществляется следующим
образом. Вначале готовят водный раствор метаса 10%-ной
концентрации. Для этого в одну из мерных емкостей первого
цементировочного агрегата заливают воду (5% от необходимо-'
го объема) и 0,13% кальцинированной соды. Затем в этом рас-
творе растворяют 0,5% сухого порошкообразного метаса при
непрерывной круговой циркуляции по схеме «мерная емкость —1
насос — мерная емкость» в течение 3—4 ч с контрольными за-
мерами вязкости раствора по СПВ-5 через каждые 30 мин.
Когда вязкость раствора достигает 270 с, это свидетельствует
о получении водного раствора метаса 10%-ной концентрации.
В это же время в обе емкости второго цементировочного агре-
гата наливают 40% воды, в которой растворяют 5% сухого по-
рошкообразного хлористого кальция. На полученном растворе
хлористого кальция с помощью этого цементировочного агре-'
гата и цементно-смесительной машины затворяют цементный
раствор и закачивают через цементировочную головку в буриль-
ные трубы. Одновременно первым цементировочным агрегатом
на первой скорости (при подаче 8—10 л/мин) водный раствор
метаса 10%-ной концентрации также закачивают в бурильные
трубы через смесительную камеру (тройник), в которой проис-
ходит смешивание цементного раствора с водным раствором ме-
таса. Для лучшего перемешивания водного раствора метаса с
цементным раствором первый попадает в смесительную камеру
через сменную штуцерную шайбу, которая служит «распылите-
лем» раствора метаса в цементный раствор.
Большое применение метасо-цементные смеси получили при
изоляции зон поглощения в объединении Пермнефть.
231
Так, при бурении скв. 39 Всеволодо-Вильвенской площади
в интервале 143—165 м в трещиноватых и закарстованных из-
вестняках кунгурского яруса наблюдалось поглощение бурового
раствора интенсивностью 170 м3/ч. Статический уровень в сква-
жине находился на глубине 136 м. Для изоляции зоны погло-
щения вначале произвели намыв наполнителей в зону поглоще-
ния и несколько заливок цементным раствором. Было израсхо-
довано 79 т цемента, 3,4 т хлористого кальция, 6 м3 кошмы и
12 м3 песка. Интенсивность поглощения оставалась без измене-
ния.
По описанной выше технологии была осуществлена залив-
ка метасо-цементной пасты. На ее приготовление израсходова-
но 10 т цемента, 10 кг кальцинированной соды,50 кг метаса,
500 кг хлористого кальция и 5м3 воды. Метас вводили в виде
раствора 10%-ной концентрации. В конце закачки метасо-це-
ментной пасты возобновилась циркуляция. При выходе раство-
ра на устье скважины оно было герметизировано специальным
приспособлением и метасо-цементная паста задавлена в пласт
под давлением 3—4 МПа. Цементный мост встречен и разбурен
в интервале 87—165 м при полном восстановлении циркуляции
бурового раствора. При дальнейшем бурении интенсивность
поглощения составила 15 м3/ч. По-видимому, не все по-
глощающие каналы были перекрыты метасо-цементной пас-
той.
Поглощение с помощью метасо-цементных паст было успеш-
но изолировано и в ряде других скважин. Например, при буре-
нии скв. 86 Красноуфимской площади долотом диаметром
190 мм в интервале 640—800 м в пористых кавернозных извест-
няках сакмарского горизонта произошло поглощение глинисто-
го раствора интенсивностью 90 м3/ч. Статический уровень в
скважине находился на глубине 97 м от устья. '
Быстросхватывающимися смесями на основе цемента и
хлористого кальция изолировать зону поглощения не удалось.
Была проведена заливка метасо-цементной смесью-. 5 т цемента,
2 м’ воды, 250 кг хлористого кальция и 50 кг метаса.
Так как в процессе бурения в интервале 640—644 м был за-
резан второй ствол скважины, количество метаса выбрали из
расчета до 1% (от массы сухого цемента) с целью уменьшения
прочности цементного камня из метасо-цементной смеси. Мета-
со-цементную пасту закачали через бурильные трубы,спущен-
ные на глубину 640 м. После герметизации устья скважины с
помощью превентора пасту задавили в зону поглощения при
давлении 2,0—2,5 МПа. Цементный мост был разбурен в ин-
тервале 630—920 м. Поглощений глинистого раствора не наб-
людалось.
Метасо-цементные пасты были использованы также для пе-
рекрытия зон поглощений на больших глубинах. Так, при буре-
нии скв. 6 Тиховской площади в интервале 2324—2334,5 м в от
232
ложениях верхнефранковского подъяруса вначале наблюдалось'
поглощение бурового раствора интенсивностью до 10 м3/ч. В
дальнейшем на глубине 2334,5—2336 м отмечался «провал»
бурильного инструмента и полная потеря циркуляции. Без вы-
хода глинистого раствора бурили до глубины 2337 м.
Поглощение было ликвидировано по ранее описанной техно-
логии. Бурильный инструмент был спущен на глубину 2260 м.
Для приготовления метасо-цементной пасты было использова-
но 16 т цемента, 35 кг метаса, 11кг кальцинированной соды,
750 кг хлористого кальция, 6,8 м3 воды. Цементный мост был
разбурен в интервале 2304—2336 м при полном выходе бурово-
го раствора на устье скважины. Поглощение было ликвидиро-
вано.
Полиакриламидцементные пасты (ПААЦП)
ПААЦП получают смещением цементной суспензии, при-1
готовленной на водном растворе полиакриламида (ПАА), с'
цементной суспензией, для приготовления которой использован1
водный раствор хлористого кальция, при следующем соотноше-
нии компонентов образующейся пасты (в частях по массе сухо-
го цемента): цемент тампонажный — 100, полиакриламид —
0,14—0,2, хлористый кальций—2,5—5, вода—60 [38].
В производственных условиях для приготовления ПААЦП
применяют два цементировочных агрегата и две цементно-сме-
сительные машины (рис. 99). С помощью одного из агрегатов и
Рис. 99. Схема расположения оборудования:
а — яри приготовлении полиакриламидцементной пасты: б — при приготовлении гидро-
лизованной полиакриламидцементной пасты; 1—скважина; 2 — ЦА-320; 3 — СМН-20;
4 — нагнетательная линия; 5 — специальное устройство
одной смесительной машины затворяют половину расчетного
количества цемента на водном растворе ПАА концентрации
0,4—0,6% с водоцементным отношением В:Ц = 0,7. Другой аг-
регат и другую смесительную машину используют для затворе-
ния оставшейся половины расчетного количества цемента на
233
водном растворе хлористого кальция концентрации 12—20% с
В:Ц = 0,5. Приготовление обеих цементных суспензий и зака-
чивание в скважину осуществляют одновременно. После* закачи-
вания суспензий через тройник цементировочной линии в бу-
рильных трубках образуется тестообразная нерастекающаяся
полиакриламидцементная паста, данные о структурно-механи-
ческих свойствах которой приведены в табл. 35.
Таблица 35
о,6 7 0,7 5,0 0,5 Нет 1,76 20 11 4—30 6—30
0,6 7 0,7 7,5 0,5 )) 1,76 18 8 3—30 6—00
0,6 7 0,7 10,0 0,5 » 1,76 17 8 1—00 4—30
Применение ПААЦП для изоляции зон интенсивного погло-
щения при проводке скважин в объединении Пермнефть пока-
зало ее высокую эффективность. Так, при бурении скв. 180 на
Зладаревской площади Осинского УБР долотом 269 мм на
глубине 1636 м началось поглощение бурового раствора. В ин-
тервале залегания закарстованных карбонатных пород фамен-
ского яруса (1636—1652 м) зона поглощения была пройдена с
небольшими провалами бурильного инструмента (5—10 см).
По данным бурения установлено, что интенсивность поглоще-
ния Q = 84 м3/ч, статический уровень /7СТ = 5 м, динамический
уровень Ядин = 0, мощность зоны поглощения h = 16 м.
С учетом возможности вскрытия зоны интенсивного погло-
щения в фаменских отложениях в проекте бурения скв. 180 пре-
дусматривалась следующая конструкция: 426-мм направле-
ние— 20 м, 299-мм кондуктор — 468 м,219-мм промежуточная
колонна — 2000 м, 146-мм эксплуатационная колонна — 2300 м.'
Перед проведением работ по изоляции зоны поглощения бы-
ли проведены гидродинамические исследования методом нагне-
тания при герметизированном устье на трех установившихся
режимах. Результаты исследования показали, что поглощаю-
щий пласт представлен трещиновато-кавернозными отложе-
ниями и относится к пятой категории сложности по коэффициен-
ту удельной приемистости [22]. Для изоляции этой зоны исполь-
зовали полиакриламидцементную пасту, на приготовление ко-
234
торой израсходовано 16 т цемента, 350 кг хлористого кальция
(было приготовлено 4 м3 водного раствора хлористого кальция
15%-ной концентрации) и 5,6 м3 водного раствора полиакрила-
мида 0,45%-ной концентрации. Затем на полученных водных
растворах одновременно затворяли по 8 т цемента, закачивая
цементные суспензии в скважину через тройник цементировоч-
ной линии каждым агрегатом. У цементной суспензии на водном
растворе ПАА В:Ц = 0,7, а у цементной суспензии на водном рас-
творе хлористого кальция В:Ц = 0,5. При смешивании этих це-
ментных суспензий в бурильных трубах была получена тесто-
образная нерастекающаяся паста, которую продавили до глу-
бины 1550 м. В конце продавливания циркуляция возобнови-,
лась, а затем прекратилась.
Закачивание и продавливание пасты осуществляли по сле-
дующей технологической схеме: цементировочный агрегат—
буровой манифольд — буровой шланг — ведущая труба — бу-
рильные трубы. Во время продавливания пасты расхаживали
бурильную колонну. После окончания продавливания буриль-
ный инструмент подняли до глубины 1300 м, навинтили веду-
щую трубу, скважину заполнили жидкостью и закачали допол-
нительное количество жидкости (0,5 м3) при давлении 2,5 МПа
с закрытым превентором. Затем скважину оставили на пе-
риод ОЗЦ.
Цементный мост разбурен в интервале 1577—1650 м. Раз-
буривание цементного моста и дальнейшее бурение скважины
проводили при нормальной циркуляции бурового раствора.
Исследования, проведенные Пермнипнефтью, показали, что
закупоривающая способность полимерцементной пасты повы-
шается, если она образуется при вводе в цементную суспензию,'
приготовленную на водном растворе хлорида кальция, водно-
щелочного раствора полиакриламида концентрацией 2,5—3,0%.
Оптимальный состав гидролизованной полиакриламидце-
ментной пасты следующий (в процентах по массе):
Тампонажный цемент.............. 100,00
Полиакриламид.................... 0,15
Кальцинированная сода..........0.03—0,04
Хлористый кальций.............3.50—5.00
Вода.......................... 45,00—55,00
В табл. 36 приведены свойства гидролизованной ПААЦП.
Таблица -36
Состав пасты Свойства пасгы
L. X <и S Л орис- “1 каль- % льци- 1 юван• । сода, 1 Густота по Тетмайеру, Пластичес- кая проч- ность, Сроки вания с.хваты- ч-мин
О са Хл ТЫ1 ЦИ1 С л s " Х<- I0"4 МПа начало конец
209 200 90 90 3,5 5,0 0, 12 1,15 0,С4 0,С5_ 32 36 38 60 3—20 2—50 4—00 4—00
2-35
Гидролизованная ПААЦП была успешно применена при
изоляции интенсивных поглощений в серпуховско-окских отло-
жениях в скв. 1 Чумукской площади. Поглощения были отме-
чены при бурении 269-мм долотом в нескольких интервалах на
глубинах 389—407 м (интенсивность поглощения 45м3/ч),439—
442 м («провал» бурильного инструмента и полная потеря цир-
куляции промывочной жидкости); 451—454 м (второй «провал»
бурильного инструмента). Без выхода циркуляции продолжи-
ли бурение до 487 м, затем произвели изоляционные работы.
Гидродинамические исследования показали, что скважина
поглощает 140 м3/ч, статический уровень 55 м, динамический
уровень 50 м (при работе одного бурового насоса.). Для сниже-
ния интенсивности поглощения через 114-мм бурильные трубы
ТБПВ, установленные над зоной поглощения, произвели намыв
наполнителей: кошмы — 560 кг, древесных опилок—18,5 м3,
отходов поролона—100 кг, мха — 10 м3, хвойной лапки — 2 м3.
Интенсивность поглощения снизить не удалось.
Затем закачали гидролизованную ПААЦП. Паста была при-
готовлена из 40т цемента, 923 кг| ПАА концентрацией 6,5 %,
2 т хлористого кальция и 15 кг кальцинированной соды, что
соответствует следующему составу пасты (в %):
Цемент................100
ПАА..................0,15
Хлористый кальций ... 5
Кальцинированная сода . 0,04
Схема расположения оборудования при приготовлении пас-
ты показана на рис. 99, б.
С помощью двух цементировочных агрегатов 2 совместно с
двумя цементно-смесительными машинами 3 цемент затворяли
на 10%-ном растворе хлористого кальция и полученный рас-
твор закачивали в скважину. 3%-ный раствор ПАА, гидролизо-
ванного каустической содой, подавали в нагнетательную линию
4 третьим цементировочным агрегатом 2 через специальное
устройство 5.
Гидролизованный ПАА закачивали цементировочным аг-
регатом на первой скорости и готовили следующим образом.
В мерниках цементировочного агрегата в 300 л воды с темпе-
ратурой 50—60°С растворили 15 кг кальцинированной соды,
затем к полученному раствору добавили 923 кг ПАА концент-
рацией 6,5% и по мере его растворения доливали воду до объе-
ма 1,9м3. При смешивании цементного раствора и гидролизо-
ванного ПАА в скважине образовывалась нерастекающаяся
тестообразная гидролизованная полиакриламидцементная пас-
та. Пасту прокачивали в зону поглощения по стволу скважины
при герметизированном устье до расчетной глубины 350 м. Дав-
ление при закачивании и продавливании пасты было равно
нулю. После периода ОЗЦ образованный из гидролизованной
236
ГИПААЦП мост был разбурен в интервале 345—454 м при
нормальной циркуляции бурового раствора. При дальнейшей
проработке ствола скважины в интервале 454—487 м возникло
частичное поглощение интенсивностью 35—40 м3/ч. В целях его
ликвидации повторно закачали гидролизованную ГИПААЦП,
изготовленную из 20 т цемента. После разбуривания цементно-
го моста интенсивность остаточного поглощения составляла
всего 3—4 м3/ч, что позволило пробурить скважину до глубины
1200 м под 219-мм промежуточную колонну при нормальной
циркуляции бурового раствора.
Полимерные тампонажные материалы
Впервые в промышленных масштабах в Советском Союзе
пластмасса, полученная в результате реакции поликонденса-
ции мочевино-формальдегидного форконденсата, применена для
изоляции зон поглощения бурового раствора в 60-х годах по
предложению В. П. Белова. Промысловые испытания мочевино-
формальдегидных форконденсатов МФ и МФ-17 при борьбе с по-
глощениями бурового раствора показали эффективность их
применения.
Широкого распространения тампонажные смеси на основе
мочевино-формальдегидных форконденсатов не нашли главным
образом из-за кислых катализаторов поликонденсации. Вслед-
ствие этого рядом исследователей были предприняты попытки
модификации этих полимеров, а также изыскания менее кислых
катализаторов поликонденсации.
Наибольшее применение среди полимеров для изоляции зон
поглощений нашли фенолформальдегиды [5].
Были разработаны рецептуры пластмасс на основе реакции
поликонденсации резорцина с формальдегидом (состав ФР-12)
и проведено их широкое промысловое опробование. Однако
из-за высокой стоимости резорцина эти пластмассы используют
ограниченно.
Более доступным и менее дефицитным материалом для при-
готовления фенолформальдегидных пластмасс оказались слан-
цевые фенолы. Разработанные на их основе тампонажные сме-
си стали применять при борьбе с поглощениями бурового ра-
створа. В основном это отверждаемые глинистые растворы.
Основной недостаток большинства тампонажных смесей со-
стоит в том, что они имеют значительно большую плотность, чем
буровые растворы. Это приводит к интенсивному разбавлению
смеси пластовыми водами или буровым раствором и к потере
ее изоляционных свойств. Кроме того, при разбуривании цемен-
тных мостов с промывкой скважин глинистым раствором пос-
ледний изменяет свои свойства и должен быть заменен новым
раствором.
Для устранения указанных недостатков во ВНИИКРнефти
237
была разработана тампонажная смесь, состоящая (по объему)
из 58—65 % глинистого раствора, 10—16 % формалина и 20—
30% состава ТС-10 (ОГР) [37]. Смесь используют при стати-
ческих температурах в скважине от 0 до 40°С. Время с момента
приготовления ОГР до начала его загустевания и отверждения
зависит от объема и соотношения фенола и формалина, темпе-
ратуры окружающей среды, способа обработки исходного гли-
нистого раствора.
В табл. 37 приведены основные показатели ОГР, получен-
ного при использовании глинистого раствора плотностью 1,1 —
1,4 г/см3. С увеличением плотности исходного глинистого ра-
створа показатели прочности камня из ОГР повышаются. Необ-
ходимые объемы компонентов ОГР определяют исходя их обще-
го объема тампонажной смеси ГОб,требуемого для проведения
данной операции по тампонированию.
Таблица 37
Состав ОПР, % (по объему) Плотность гли- нистого раствора, г/см;) Концентрация формалина, % Начало загустевания (в мин) при темпе- ратуре, °C
ТС-10 Формалин Глинис- тый раст- вор 0 5 10 20 30 40
25 15 60 1,1 33 б'.о 400 300 150 80 40
25 14 61 1,1 33 690 500 345 170 85 45
25 15 6J 1,1 37 500 341 250 120 60 35
25 14 61 1,1 37 560 383 280 135 70 40
25 15 6'1 1 ,4 33 451 300 225 НО 60 30
25 14 61 1,4 33 510 350 225 125 65 35
25 15 60 1,4 37 369 241 180 90 45 25
25 14 61 1,4 37 410 269 205 100 50 30
Приготавливают ОГР в процессе его закачивания в скважи-
ну. При этом в емкостях одних цементировочных агрегатов или
в специальной емкости готовят смесь глинистого раствора с со-
ставом ТС-10, а в емкостях других цементировочных агрегатов
или в другой специальной емкости — смесь глинистого раствора
с формалином.
После приготовления расчетных порций смеси глинистого
раствора с ТС-10 и с формалином осуществляют контрольный
экспресс-анализ путем смешивания проб равных объемов из
всех емкостей или бункеров агрегатов при температуре, соответ-
ствующей статической температуре в скважине. Продолжитель-
ность загустевания ОГР должна соответствовать расчетному
времени проведения операции по тампонированию с 15—20%-
ным запасом.
Смешивать компоненты ОГР можно в цементировочной го-
ловке на устье скважины, в тройнике нагнетательных линий це-
2,38
ментнровочных агрегатов или в бункере дополнительного агре-
гата, из которого полученную смесь закачивают в скважину, '
Малая плотность ОГР, практически равная плотности буро-
вого раствора, высокая подвижность и хорошая проникающая
способность, легкорегулируемые сроки отверждения, способность
фильтрата отверждаться при проникновении в породу, высокая
седиментационная устойчивость, малая водопроницаемость об-
разующегося камня, инертность шлама пластмассового камня к
глинистому раствору выгодно отличают его от многих тампо-
нажных смесей. Это позволило рекомендовать использование
отверждаемых глинистых растворов для изоляции зон интенсив-
ного поглощения в интервалах залегания средне- и крупнозерни-
стых проницаемых, склонных к обвалам пород, при темпера-
туре от 5 до 40°С, где применение в этих целях цементных смесей
малоэффективно.
В Бугурусланском УБР объединения Оренбургнефть было
проведено 12 операций с применением ОПР для изоляции зон
поглощений.
Проведенные В. В. Гольдштейном исследования показали,
что составы, содержащие ТС-10, формалин и глинистый раствор,
не могут быть использованы для температуры выше 40°С. В свя-
зи с этим был использован вместо формальдегида в свободном
виде связанный формальдегид-уротропин (продукт взаимодей-
ствия формальдегида с аммиаком), а также менее реакционно-'
способный альдегид-фурфулол, дающий термостойкие поликон-
денсаты. Данные табл. 38 показывают, что при определенном
соотношении ТС-10, глинистого раствора, формалина, уротропи-
на или фурфурола можно подобрать технологически приемле-
мые составы в интервале температур 40—80°С. В качестве на-
полнителя применялся глинистый раствор плотностью 1,18—
Таблица 38
Состав смеси, об. % Температу- ра, :С Сроки загустевания, ч — мин
ТС-10 Формалин Уротропин Фурфурол Глинистый раствор
начало конец
30 8 6 56 42 1 — 10 1—35
30 8 6 — 56 50 0—52 1 — 10
24 6 8 — 62 50 2—40 2—50
22 8 — — 70 50 0—35 0—40
22 6 — 2 70 50 0—30 1—32
30 5 6 — 56 60 0—35 0—57
24 6 8 — 62 60 1—35 2—00
22 5 — 3 70 64 0—50 1—03
21 6 — 4 69 70 0—55 1—35
22 4 — 3 70 75 1—55 2—10
25 — 5 7 70 75 1—57 2—10
24 6 8 — 62 75 0-50 1—00
24 — 13 — 63 80 0—43 0—47
20 — 15 — 65 80 1-10 1-12
239
1,20 г./см3, вязкостью 35 с по СПВ-5, водоотдачей 5,3—6,0 смэ/30
минпоВМ-6, статическим напряжением сдвига по СНС — 1/10,
5,8/10,0 Па. Прочность пластмассовых образцов при испытании
на изгиб через 2 сут находилась в пределах 1,0—2,0 МПа.
Исследования с глинистыми растворами другой плотности
показали,что с увеличением плотности раствора прочность об-
разцов увеличивается ввиду снижения содержания жидкой фа-
зы в смеси. Так, при плотности глинистого раствора 1,42 г/см3
МПа прочность образцов при испытании на изгиб равнялась
2,5—28 МПа. Фильтратоотделение составов превышает водо-
отдачу исходного бурового раствора на 30—60%, однако филь-
трат поликонденсируется в твердую пластмассу.
За счет малой плотности формалина (1,07—1,11 г/см3) и
ТС-10 (1,16 г/см3) плотность отвержденного глинистого раство-
ра оказывается несколько меньшей плотности исходного гли-
нистого раствора.
Проницаемость образцов, полученных из любых составов
при различных режимах, во всех случаях оставалась крайне
низкой и не превышала (0,1—0,2)-10~3 мкм2.
Тампонажная смесь СКМ-19
Устойчивой к разбавлению пластовыми водами являет-
ся новая тампонажная смесь GKM-19, разработанная во
ВНИИКРнефти на основе мочевино-формальдегиДной (карба-
мидной) смолы М-19-62, отверждаемой техническим хлорным
железом 30%-ной концентрации.
Карбамидная смола М-19-62 (ГОСТ 14231-78), выпускаемая
деревообрабатывающими комбинатами, отличается повышенной
устойчивостью при хранении (до 6 мес.) и представляет собой
белую нетоксичную сиропообразную жидкость. Наиболее эф-
фективным отвердителем этой смолы оказалось техническое
хлорное железо (ТУ6-02-602—70), которое менее токсично, чем
кислоты. При перемешивании смолы с отвердителем смесь че-
рез определенное время загустевает, а затем переходит в камне-
подобное состояние с быстрым нарастанием прочности.
Данные о свойствах смеси СКМ-19 приведены в табл. 39
Из табл. 39 следует, что с увеличением добавки отвердителя
при данной температуре сроки схватывания смеси сокращаются,
а прочность образцов отверждаемой смеси возрастает. При повы-
шении температуры сроки схватывания и прочность уменьшаются.
При температуре свыше 90 °C образцы отвержденной смеси име-
ют пористую структуру и механическую прочность менее 0,4 МПа.
Плотность и растекаемость смеси по конусу АзНИИ от содержа-
ния отвердителя практически не зависят и равны соответственно
1,3 г/см3 и 22—24 см.
В целях улучшения закупоривающей способности смеси в нее
вводили древесные опилки, кордное волокно, резиновую крошку»
отходы реактопластов.
240
Таблица 39
Температу- ра, ~С Компоненты смеси, % (по массе) Сроки схватывания, ч — мин Прочность образца через 6 ч, МПа
Слюда М-19-62 Хлорное железо начало конец на изгиб на сжатие
100 2,00 0—09 0—17 Упругий* Упругий*
24 100 1,00 0—50 1 — 10 » »
100 0,75 1—25 1—55 » »
100 0,50 2—00 3—00 » »
100 0,30 0-30 0—40 14,0 26,1
50 100 0,20 0—50 1—00 Резинопо- добный Резинопо- добный**
100 0,10 1—05 1—25 »
100 0,25 0—25 0—40 13,0 24,3
70 100 0,13 1—25 1—35 1,8 2,5
100 0,08 2—00 2—30 0,3 0,3
100 0,10 0—25 0—29 25 6,9
90 100 0,06 1—00 1—20 1,4 2,7
100 0,03 2—20 3—20 1,1 0,5
* Ход поршня з приборе Михаэлиса при нагрузках более 15 МПа.
** Ход поршня в приборе Михаэлиса при нагрузках менее 10 МПа.
При добавлении к смеси кордного волокна или опилок (до
10 %) растекаемость смеси резко уменьшается, однако прокачи-
ваемость ее сохраняется. Все наполнители несколько уменьшают
прочность и сроки схватывания. Ввод в смесь утяжелителя (гема-
тита или барита) приводит к некоторому уменьшению ее расте-
каемости, но незначительно влияет на сроки схватывания и проч-
ность.
Смесь СКМ-19 была испытана в скв. 302 Бесединской площа-
ди Бугурусланского УБР при изоляции зоны поглощения на глу-
бине 1478 м. Осуществление изоляции в значительной мере услож-
нилось интенсивным перетоком жидкости по стволу скважины из
водопроявляющего пласта, залегающего на глубине 1404 м, при-
чем исключить переток было невозможно из-за отсутствия пакера
нужного диаметра. Смесь закачали через бурильные трубы с алю-
миниевым хвостиком, который спускали ниже интервала залега-
ния поглощающего пласта, В результате проведения данной опе-
рации был достигнут лишь незначительный успех: подняты выше
статический и динамический уровни. Однако испытания показали,
что смесь СКМ-19 отличается удобством в приготовлении и при-
менении, легко прокачивается насосами, обладает хорошей про-
никающей способностью и может быть рекомендована для изо-
ляции пластов, представленных мелко- и среднепористыми поро-
дами.
241
Опыт изоляции поглощающих зон в производственных
условиях
Цементирование со снижением давления на поглощающие
пласты
Объединение Башнефть. В объединении Башнефть разработан
способ цементирования обсадных колонн, обеспечивающий высо-
ту подъема цементного раствора до проектной высоты.
При бурении скважин на Узыбашевском нефтяном месторож-
дении продуктивными являются турнейские и фаменские отложе-
ния, причем пластовое давление в турнейских отложениях выше,
чем в нижележащих фаменских. Плотность бурового раствора,
естественно, выбирают исходя из высокого пластового давления.
При вскрытии фаменских отложений, представленных пористо-
кавернозными и трещиноватыми карбонатными породами, наб-
людаются провалы бурильного инструмента до 2 м, и на кавер-
нограмме фиксируются каверны, равные 2—3 диаметрам скважи-
ны. Отмечаются поглощения бурового раствора различной ин-
тенсивности, что может привести к газонефтепроявлениям из тур-
нейских отложений.
Для разработки залежей, приуроченных к фаменским отло-
жениям, в объединении Башнефть возможно применение одной
из следующих конструкций низа колонны.
1. Если при бурении очередной скважины ожидается погло-
щение бурового раствора в фаменских отложениях (иногда — в
вышележащих заволжских слоях), то их не вскрывают. Такое
решение принимают по материалам, полученным при бурении
соседних скважин.
Скважину обсаживают 168-мм эксплуатационной колонной и
цементируют до проектной высоты. Затем продуктивный пласт
вскрывают с применением роторного способа бурения и долот
диаметром 171 мм при промывке водным раствором ПАВ или
малоглинистым раствором. По согласованию с заказчиком сква-
жину сдают в эксплуатацию либо с открытым забоем, либо со
спущенным 102-мм хвостовиком. В последнем случае хвостовик
цементируют облегченным цементным раствором с пониженной
водоотдачей.
2. При возможности предупреждения поглощения путем до-
бавления к глинистому раствору опилок фаменские отложения
вскрывают полностью и 146-мм эксплуатационную колонну спус-
кают до забоя.
Цементируют колонну с применением одной из двух техноло-
гических схем.
А. Низ колонны в интервале залегания фаменских отложений
собирают из фильтров и не цементируют. Этого достигают сле-
дующим образом. В кровле фаменских отложений в части ствола
скважины с номинальным диаметром на колонну устанавливают
242
два фонаря-сетки (рис. 100), а внутри ее — чугунную заглушку.
Над заглушкой ставят патрубок с отверстиями для циркуляции
жидкости. После спуска колонны скважину промывают в течение
цикла, добавляя в глинистый раствор древесные опилки разме-
ром 2X3 мм. Содержание опилок в растворе доходит до 8 %.
Опилки заполняют фонари-сетки, уплотняют кольцевое простран-
ство и исключают возможность поглощения раствора нижележа-
щими отложениями. Затем цементируют колонну.
По описанной технологии закончена разведочная наклонно-
направленная скв. 28, пробуренная на глубине 2386 м с примене-
Рис. 100. Фонарь-сетка:
“Апах — максимальный диаметр; с/н — на-
ружный диаметр; d вн— внутренний диа-
метр; L — длина фонаря
Рис. 101. Схема оснастки низа
эксплуатационной колонны в скв. 28:
1 — башмак с чугунной направляющей
пробкой; 2 —фильтр из обсадных труб;
<3 — чугунная заглушка; 4— центраторы;
5— фонари-сеткн', 6 — патрубок с отвер-
стиями; 7 — обсадная труба; 8 — чугунное
стоп-кольцо
нием глинистого раствора плотностью р> 1,18 г/см3. В ходе вск-
рытия фаменских отложений наблюдалось поглощение глинисто-
го раствора при р> 1,20 г/см3. В интервале 2225—2386 м был
предварительно установлен цементный мост из-за отсутствия про-
дуктивных отложений.
243
Схема оснастки низа колонны приведена на рис. 101.
На забое колонну промыли с добавлением опилок в течение
цикла. Затем закачали 6 м3 водного раствора каустической соды.
Цементирование колонны прошло нормально. Скважина сдана в
эксплуатацию с дебитом 120 т/сут нефти, содержащей 2 % воды.
Б. В случаях необходимости подъема цементного раствора
от забоя до проектной высоты при поглощениях цементирование
осуществляют с регулированием давления на фаменские отложе-
ния. По окончании цементирования фаменские и турнейские от-
ложения дополнительно разобщают пакером ППГ конструкции
ВНИИБТ.
Давление на пласт регулируют благодаря применению аэри-
рованного глинистого раствора. Для упрощения расчета потери
давления в затрубном пространстве при движении глинистого
и цементного растворов принимают равными.
Перепад давления, действующий на продуктивный пласт в
конце цементирования за счет разности плотности цементного и
глинистого растворов без регулирования давления, определяют
из уравнения
А Р = Нц . р (рц. р рг . р) » (IX . 1 )
где рц.р, рг.р — соответственно плотность цементного и глинистого
растворов; //ц:р — высота подъема цементного раствора в зат-
рубном пространстве.
По этой технологической схеме успешно проведено цементиро-
вание скв. И Узыбашевской площади, в которой интенсивность
поглощения перед цементированием составила 3 м3/ч.
Промышленные испытания подтвердили высокую технологич-
ность предложенных способов, которые вошли в практику цемен-
тирования скважин на Узыбашевском нефтяном месторождении.
Объединения Грознефть и ДагнефтьУ Бурение скважин при
разработке структур на мезозойские отложения на многих пло-
щадях Северного Кавказа, особенно в Чечено-Ингушетии, сопря-
жено с рядом технических затруднений вследствие осложнений.
Осложнения обусловлены особенностями геологического строе-
ния разрабатываемых структур, существенного различия плас-
товых давлений и несовместимости одновременного вскрытия
различных формаций при проводке скважин. При строительстве
скважины необходимо применять промывочные жидкости различ-
ной плотности, причем в процессе бурения плотность меняется
в зависимости от проходимых формаций в широких пределах: от
1,3 до 2,2, а затем от 1,0 до 1,4 г/см3.
Проводка скважин в подобных условиях стала возможной как
за счет высокой культуры химической обработки промывочных
жидкостей, так и за счет изменения конструкции скважин. Боль-
шие глубины скважины (4500—6500 м), сложность геологическо-
‘Написано В. И. Крыловым, Н. А. Кулигиным, В. Н. Кулагиным.
244
го разреза, повышенные требования к прочности обсадных труб,
недостаточный их сортамент по толщинам и диаметрам обусло-
вили необходимость спуска колонн при уменьшенных кольцевых
просветах, составляющих 8—12 мм вместо общепринятых 26—
40 мм.
Верхнемеловые отложения, мощность которых составляет
300—550 м, вскрываются в основном долотами 140—190 мм и зак-
репляются соответственно секционными колоннами диаметром
114—168 мм. Эти отложения характеризуются высокой продук-
° сп глп I М3/сут1
тивностью, составляющей от ЬО до 500 --- .
[ МПа J
В системе скважина — пласт имеется хорошая гидродинами-
ческая связь. Эта система весьма чувствительна к изменениям
гидравлических давлений; при незначительном превышении плас-
тового давления происходит поглощение жидкости, а затем про-
явление пласта.
В настоящее время в объединении Грознефть разработан и
внедрен комплекс мероприятий, позволяющий разбуривать верх-
немеловые отложения без выхода циркуляций. Верхнемеловые
отложения проходят либо частично, либо полностью со вскрыти-
ем кровли нижнего мела, если предусматривается бурение сква-
жины на нижний мел или юру. Однако во всех случаях как для
целей рациональной эксплуатации верхнемеловых отложений,
так и для бурения скважины на нижезалегающие формации не-
обходимо обеспечить качественное крепление ствола: спуск и це-
ментирование секционной колонны. При наличии неизолирован-
ных поглощающих пластов в скважине не представляется возмож-
ным обеспечить требуемую высоту подъема цементного раствора
за колонной (хвостовиком).
Применение больших объемов цементного раствора против
расчетного не гарантирует подъем его на заданную высоту и в
ряде случаев создает опасность прихвата бурильных труб. Из-за
неконтролируемого положения уровня жидкости в скважине не
обеспечивается цементирование верхней части закрепляемого ст-
вола скважины, что приводит к негерметичности кольцевого
пространства. Следует учитывать и то обстоятельство, что подъем
бурильных труб после закачивания цементного раствора сопро-
вождается частичной их промывкой. Это вызывает оттеснение це-
ментного раствора от верха колонны по кольцевому пространству
скважины.
По этой же причине оказываются неудовлетворительными
операции при исправительном цементировании посредством за-
качивания через бурильные трубы цементного раствора и про-
давливания его в межтрубное кольцевое пространство сверху
секции колонны. Закачивание расчетного количества продавоч-
ной жидкости и подъем бурильных труб без долива жидкости
также не дают желаемого результата вследствие неопределенно-
245
го положения динамического уровня в межтрубном пространстве
в процессе цементирования.
В объединении Грознефть разработан новый способ цементи-
рования глубоких скважин при наличии поглощений с помощью
так называемой «отсечки давления на поглощающие пласты при
цементировании».
Сущность этого способа заключается в качественном цемен-
тировании потайной колонны, которая спускается для разобщения
поглощающих пластов. Вначале цементируется потайная колонна
по обычной технологии, и цементный раствор за колонной подни-
мается до подошвы поглощающего пласта. Затем верх потайной
колонны изолируется продавливанием цементного раствора в за-
зор между промежуточной и потайной колоннами. Эта операция
производится так, что исключается самопроизвольное опускание
уровня цементного раствора ниже головы потайной колонны, так
как раствор в заданном интервале остается под давлением, не
превышающим давление в поглощающем пласте. Это достига-
ется за счет применения пакерующего устройства и цементиро-
вочной пробки, воспринимающих на себя часть гидростатического
давления и препятствующих передаче его на цементный раствор.
На рис. 102 приведены возможные варианты состояния сква-
жин с открытой частью ствола, вскрывших горизонты с давле-
ниями р\ и р2, при установившихся уровнях жидкости в скважи-
не на глубине h.
Вариант 1 (рис. 102). Скважина имеет установившийся уро-
вень жидкости h на глубине 300—400 м (в зависимости от альти-
туды устья скважины), вскрывает горизонты с различными плас-
товыми давлениями pi>p2- В скважину спущены две промежу-
точные колонны. Вторая промежуточная колонна перекрывает
майкопские отложения и до устья не доводится на 800—2000 м.
В процессе дальнейшего бурения в случае повышения плотности
промывочной жидкости начинается поглощение в нижний гори-
зонт Б. Уровень жидкости в скважине снижается до глубины h,
что приводит к проявлению нефти и газа из верхнего пласта А.
Нефть и газ поднимаются до устья скважины, и под превенто-
ром начинает расти давление. Например, при бурении скважин
на месторождении Брагуны (объединение Грознефть) давление
под превентором поднимается в таких случаях до 3 5 МПа
Скважина в процессе бурения контролируется доливом с устья
глинистого раствора плотностью 1,3 г/см3.
Вариант 11 (рис. 102). Вторая промежуточная колонна выве-
дена до устья. Горизонты А и Б имеют незначительную разность
пластовых давлений (щ~р2)- При вскрытии их установившийся
уровень жидкости h находится на глубине 1000—1200 м. Скважи-
на контролируется постоянным доливом воды (месторождение
Эльдарово объединения Грознефть).
246
Вариант III (рис. 102). В скважину спущены две промежу-
точные колонны. Вторая промежуточная колонна до устья не до-
водится на 800—2000 м. Горизонты А и Б имеют ряд пропластков,
насыщенных газом, имеющих одинаковое пластовое давление
Р\ = р2- При бурении с промывкой забоя скважины водой устано-
вившийся уровень при остановках находится на глубине 300—
350 м. Скважина контролируется постоянным доливом воды до
устья. Подача насоса 6—8 л/с (месторождения Старогрознефть
объединения Грознефть и Шамхал Булак объединения Дагнефть).
Общим для всех скважин является проявление газа с водой
или нефтью, которое наблюдается примерно через 2—3 ч после
остановки процесса бурения, если промывка забоя осуществляется
технической водой. Чтобы не допустить газонефтепроявления,
воду или раствор постоянно доливают с устья скважины.
По окончании бурения проектного интервала в скважину на
бурильных трубах спускается секция колонны для перекрытия
отложений верхнего мела (рис. 103).
247
Цементирование производится в два этапа. Первый — це-
ментирование скважины через низ колонны 4 (рис. 103, а) с
получением момента «стоп» 5. Цементный раствор закачивают
через низ колонны в тех случаях, когда предусматривается
дальнейшее продолжение бурения. Количество цементного рас-
твора при закачивании через низ колонны берется в объеме1
’/г—3Л от высоты цементируемого интервала.
После окончания процесса цементирования отвинчивают
бурильные трубы от секции потайной колонны и поднимают
инструмент. Допускается отвинчивать бурильные трубы от
колонны после окончания срока схватывания цементного ра-
створа при подвеске колонны на цементном камне.
Второй этап цементирования начинается с закачивания це-
ментного раствора в кольцевое пространство и продавливания
его в зоны поглощения (рис. 103).
Цементирование скважины может быть осуществлено по од-
ной из двух схем. При цементировании по первой схеме (рис.
103, а) цементный раствор закачивается с устья по промежуточ-
ным колоннам 1 и 3 с применением разделительной цементиро-
вочной пробки 2, обеспечивающей получение «стоп» на колон-
не 3. Объем продавочной жидкости под пробкой 2, определяе-
мый по длине участка Аг, выбирается так, чтобы над секцией
колонны 4 оставался цементный стакан высотой АЛ (примерно
50—75 м). Высота стакана задается с учетом необходимости
оставления за трубами в кольце более качественного цемент-
ного раствора, а также во избежание перекачивания его из-за
неточности учета объема продавочной жидкости.
При цементировании по второй схеме (рис. 103, б) цемент-
ный раствор закачивается по бурильным трубам 6, установ-'
ленным на определенной глубине h:i с пакером 8, и по колонне
в кольцевое пространство цементируемой секции сверху. Остав-
ление цементного раствора на заданной глубине обеспечива-
ется за счет посадки пробки «елочки» 7 в седле, устанавливае-
мом на конце труб 6. Эта схема может быть также рекомендова-
на для уменьшения объема продавочной жидкости с целью ус-
корения процесса цементирования колонны при ограниченных'
сроках схватывания цементных растворов.
На рис. 103 показаны длины интервалов 7iu h7 и А3, прини-
маемые для расчета объемов продавочной жидкости и цемент-
ного раствора. Высота h3 берется равной длине цементируемого
интервала и высоте цементного стакана над колонной (ДА).
Объем цементного раствора определяется с учетом разбав-'
ления его при закачивании в скважину и зависит от диамет-
ра колонны и глубины статического уровня, разбавления флю-
идом, поступающим из пластов, потери цементного раствора в'
трещиноватой зоне по мере достижения самого нижнего по-
глощающего горизонта.
248
Очевидно, что учесть все эти факторы расчетным путем весь-
ма сложно. Поэтому необходимое количество цемента должно
постоянно корректироваться исходя из результатов промысло-
вых данных.
При цементировании первых скважин вводился поправоч-
ный коэффициент на расчетный объем цементного раствора, рав-
ный трем. По результатам выполненных работ по цементирова-'
нию скважин принятый коэффициент удовлетворяет качест-
венному разобщению пластов.
На скважинах, опробованных и введенных в эксплуатацию
после цементирования по новому методу, не было затруднений
по вывозу притока, отсутствовало сообщение между разобщае-
мыми горизонтами.
Оставление цементного раствора на заданной глубине в
интервале цементирования колонны определяется расчетом и
средствами разобщения колонного пространства.
При определении места установки разобщающих устройств,
пакера и цементировочной пробки для второго этапа цементи-
рования колонны следует исходить из того, что давление под
пакером должно удовлетворять следующей зависимости: рпл^
^0,1 (/1272+ЬзУз), где у2— плотность промывочной жидкости
для каждого интервала; у3 — плотность цементного раствора.
Рассматривая H = h1-^-h2-i-h3 при заданном ft3 и определяе-
мом ft2, находим глубину установки пакера или разделитель-'
ной пробки hi. После выбора места установки пакера (пробки)
необходимо проверить прочность колонны на смятие под паке-1
ром исходя из действующих давлений.
Иногда в скважине может быть задана величина hi по поло-
жению раструба колонны 3 (рис. 103,а). В таких случаях це-
лесообразно рассмотреть возможности подбора плотности це-
ментного раствора. По зависимости, приведенной выше, опре-
деляют значение у3. При закачивании цементного раствора че-
рез бурильные трубы с пакерующим устройством на конце,'
разобщающим кольцевое пространство, целесообразно устанав-
ливать пакер как можно ближе к цементируемой колонне 4.
Однако при этом следует учитывать два обстоятельства, возни-
кающие в процессе цементирования скважины. Продавливание
цементного раствора за потайную колонну сопровождается не-
которым повышением давления под пакером, что приводит к
смещению пакера вверх. В подобных случаях возможны про-
скальзывание цементного раствора за пакер и прихват буриль-
ных труб.
Во избежание подобных осложнений необходимо осущест-
влять следующие мероприятия. Цементирование производить
при закрытом превенторе и некотором избыточном давлении
над пакером, равном 2,5—3,0 МПа.
Закачивать цементный раствор за колонну в кольцевое про-
249
странство сверху секции труб должны лишь при условии на-
дежного закрытия внутреннего канала колонны 4.
На рис. 104 показано несколько вариантов закрытия кана-
ла секции колонн, исключающих поступление цементного рас-
твора через низ колонны. Не имеет существенного значения, где
установлены или находятся разобщающие устройства, сверху,
как показано на рис. 104,г, или снизу (рис. 104, в). Просадка
цементного раствора в колонне незначительна и составляет
3—5 м.
На рис. 104, а показана колонна, спущенная в скважину с
предварительно установленным цементным стаканом 1.
На рис. 104,6 приводится перекрытие канала колонны
посредством посадки пробки 2 на кольцо «стоп», полученное
при закачивании цементного раствора через низ колонны.
На рис. 104, в показана схема перекрытия канала колонны,
осуществленная посредством посадки конуса 3 на кольпо «стоп».
Эта схема удобна тем, что позволяет доспускать колонну до
забоя с промывкой и получить давление «стоп». Для этого
Рис. 104. Схема цементирования низа колонны
конус <3 сбрасывается по каналу труб и с промывкой доводится
до кольца. С получением давления «стоп» рассоединяют бу-
рильные трубы.
На рис. 104,г показаны схема колонны, оборудованной об-
ратным клапаном 4, и разобщение внутреннего канала посред-
ством получения давления «стоп» вверху при цементировании
через башмак.
Цементирование скважины в условиях отсутствия циркуля-
250
ции из-за поглощения промывочной жидкости в верхнемеловых
отложениях произведено впервые в скв. 48 Брагуны объедине-
ния Грознефть (рис. 105, а).
После спуска колонны диаметром 168 мм, перекрывшей
майкопские отложения, пробурен интервал 4176—4320 м без
выхода циркуляции с непрерывной подачей в кольцевое прост-
ранство глинистого раствора. При этом было вскрыто два го-
ризонта с различными пластовыми давлениями, что приводило к
поглощению жидкости в одном горизонте и проявлению из
другого.
Скважина контролировалась только при постоянной под-
качке в кольцевое пространство глинистого раствора плот-
ностью 1,30—1,35 г/см3. В случаях остановок уровень жид-
кости опускался до 300 м,
5 в ?. де
1012,
1555
1999
2562
3019
1995
2593
Щ60
; 43650
9 1в
< Чз20
; ; | / ^353
Л 4Z57 I 11,509
499551
39965
9393
9200
9695
J3675
'5915
„ 4 I
*9120
352Ы
Рис. 105. Схемы конструкций скважин:
а — скв. 48 Брагуны; б — скв. 8 Шамкал-Булак;
в — скв. 61 Брагуны; г — скв. 21 Брагуны; д —
скв. 190 Западный Гудермес; е — скв. 714
после чего начиналось про-
явление с появлением на
устье нефти и газа, что при
закрытии превентора созда-
вало под плашками 3,0—
3,5 МПа.
Отработав технологию
спуско-подъемных операций,
обеспечивающую возмож-
ность подъема бурильных
труб и спуск обсадной ко-
лонны в скважину, в усло-
виях, исключающих откры-
тое фонтанирование, произ-
вели работы по креплению
скважины.
На бурильных трубах
спустили и оставили в сква-
жине потайную колонну
диаметром 114 мм, длиной
670 м; верх колонны на
3650 м или па 526 м выше
низа ранее спущенной
168-мм колонны. В верхней
обсадной 114-мм трубе был
установлен цементный ста-
кан (пробка), нижняя часть
колонны была перфориро-
вана. Низ колонны не це-
ментировали, так как не
предусматривалось дальней-
шее углубление скважины.
С устья через цементировоч-
ную головку, установленную
251
на превенторе с подвешенной на стропах цементировочной
пробкой 373X219 мм, произвели цементирование скважины с
прокачиванием цементного раствора по трубному пространству
диаметром 219 и 168 мм и задавливанием его в кольцевое про-
странство за колонну диаметром 114 м.
Предварительно в смесительной емкости приготовили 9 м3
цементного раствора плотностью 1,83 г/см3. Затем закачали в
скважину 25 м3 глинистого раствора с подачей 16—18 л/с для
оттеснения газированной части промывочной жидкости и, не
допуская остановки, закачали цементный раствор с той же по-
дачей в объеме 7,4 м3. За цементным раствором закачали 27 м3
глинистого раствора и освободили цементировочную пробку.
Затем сверху нее закачали 61,3 м3 глинистого раствора при
подаче насосов до 13,7 л/с. При этом цементировочная пробка,'
имея специальный конус на конце, села на раструб колонны'
диаметром 168 мм, находящийся на глубине 1994 м, и на устье
поднялось давление «стоп», равное 3,0 МПа. Весь процесс це-
ментирования с получением давления «стоп» занял 177 мин.
По истечении 2 сут разбурили цементировочную пробку на
1994 м и, допустив бурильные трубы, встретили цементный
стакан на глубине 3594 м. Разбурили цементный мост до
3600 м и опрессовали колонну давлением 15,0 МПа.
Произвели работы по наращиванию колонны диаметром'
168 мм, при этом разбурили цементный мост в колонне до'
3640 м и опрессовали ее, кольцевое пространство оказалось гер-
метичным. Вскрыли вход в 114-мм обсадную колонну, разбу-
рив цементную пробку. Инструмент ниже пошел свободно, про-
'и’эсйпло поглощение промывочной жидкости, имеющей плот-
ность 1,2 г/см3.
Подготовили скважину к освоению и перешли на промывку
водой. Скважина зафонтанировала с дебитом 1500 м3/сут. ’
В Дагестане на газовом месторождении Шамхал-Булак про-
изведено цементирование скважины, пробуренной при вскрытии
пород верхнего мела без выхода циркуляции из-за поглощения!
промывочной жидкости. Скв. 8 Шамхал-Булак, закрепленная
колоннами диаметром 273 и 219 мм до глубины 2562 м, имела'
муфту для наращивания колонны диаметром 219 мм на глуби-
не 1012 м (рис. 105, б). В процессе бурения скважины до 3014 м
в качестве промывочной жидкости использовали воду.
При пластовом давлении 24,0—25,0 МПа для интервала
2562—3000 м скважина находилась под контролем только при
непрерывной подаче с устья в колонну воды с расходом 10—
12 л/с. В случае остановок через 2—3 ч появлялся газ и разга-
зированная вода, а при закрытии превентора давление подни-
малось до 6,0 МПа. Вся система скважина — пласт была не-
устойчивой: с прекращением подачи воды уровень жидкости опус-
кался на 300—400 м, а затем начиналось газопроявление.
При вхождении в кровлю нижнего мела произвели крепление
252
скважины с целью перекрытия пород верхнего мела для после-
дующего бурения на юрские отложения.
В скважину спустили на бурильных трубах диаметром
140X127X114 мм 168-мм обсадную колонну длиной 560 м.
Потайную колонну цементировали в два приема. Первоначально
закачали 6 м3 цементного раствора через низ колонны. Цемент-
ный раствор продавливали водой с применением цементиро-
вочной пробки, обеспечившей получение давления «стоп» на
входе в потайную колонну (рис. 105), что позволило оставить
в колонне 50 м цементного стакана. Для этого было закачано
7,7 м3 воды, сброшена продавочная пробка и закачано 18,8 м3
воды с получением давления «стоп» 50 МПа. Использовали це-
ментный раствор плотностью 1,8 г/см3 с началом ПО и концом
схватывания 130 мин при температуре 100°С и давлении
25,0 МПа. Через 4 ч отвинтили бурильные трубы от колонны и
приступили к их подъему. Второй этап цементирования потай-
ной колонны произвели через сутки. Цементный раствор зака-
чали в кольцевое пространство. Для этого установили буриль-
ные трубы диаметром 114 мм с пакером на муфту 219-мм ко-
лонны на глубине 1012 м, заполнили водой надпакерное коль-
цевое пространство и довели давление над пакером до 5 МПа.
По каналу бурильных труб и по 219-мм обсадной колонне
закачали на поглощение за 168-мм потайную колонну 17 м3
цементного раствора плотностью 1,8 г/см3. Затем закачали
40 м3 воды за 48 мин. Освободили продавочную пробку и про-
качали 6,9 м3 воды, получив давление «стоп» 5,0—7,0 МПа.
Весь процесс цементирования занял 81 мин. Через 22 ч сняли
пакер. Уровень жидкости находился на устье. Поступления га-
за не наблюдалось.
Последующие работы показали, что цементирование про-'
изведено с большой точностью: кровля цементного стакана в
колонне встречена на глубине 2328 м. Опрессовка верхней ча-
сти колонны и вскрытие башмака показали, что цементирование
прошло удачно. Скважина продолжена бурением с примене-'
нием промывочной жидкости плотностью 1,20 г/см3. '
Скв. 64 Брагуны (рис. 105, в) вскрыла верхнемеловые отло-
жения в интервале 4465—4947 м.
Этот интервал бурили с промывкой забоя водой без выхода
циркуляции. Для предупреждения осложнений в кольцевое)
пространство периодически доливали глинистый раствор (2 m3/hJ:
плотностью 1,1 г/см3. Пластовое давление на глубине 4947 м —
43,0 МПа.
Скважина обсажена колоннами диаметром 219 мм от 0 до'
4455 м и диаметром 168 мм в интервале 1995—4465 м. Верхне-'
меловые отложения перекрыты 114-мм колонной в интервале
4257—4947 м и зацементированы методом «отсечки давления»’
на поглощающий пласт закачиванием тампонажного раствора
сверху вниз за потайную колонну.
253
Потайная 114-мм колонна цементировалась следующим об-
разом. Вначале перекрыли башмак колонны штоком. Для этого
шток по колонне бурильных, а затем обсадных труб был до-
ставлен до башмака потоком промывочной жидкости. Колонну
разгрузили на забой.
Снижение давления осуществлялось с помощью цементиро-
вочной пробки ПП 273x219, оснащенной чугунным конусом
для остановки пробки на раструбе 168-мм колонны.
Цементирование производили с устья через цементировоч-
ную головку, установленную на превенторе. В начале закачали
10 м3 воды за 10 мин при нулевом давлении на устье, затем —
13 м3 тампонажного раствора плотностью 1,80 г/см3 за 30 мин
и 37 м3 первой порции продавочной жидкости (при подаче на-
сосов 17 л/с). После этого освободили продавочную цементи-
ровочную пробку и закачали 59,6 м3 второй порции продавочной
жидкости. Получили давление «стоп» 5 МПа и оставили сква-
жину на ОЗЦ. Цементный мост в соответствии с расчетными
данными был на глубине 4190 м. До разбуривания цементного
моста опрессовали колонну на герметичность, колонна оказа-
лась герметичной.
Скв. 24 Брагуны (рис. 105,г) была так же зацементирована;
как и скв. 64 Брагуны. Скважина обсажена колонной 194Х
Х168 мм до 4140 м, спущенной в кровлю фораминиферовых от-
ложений. В процессе вскрытия меловых отложений наблюдалось
поглощение интенсивностью 8 м3М, статический уровень в
скважине находился на глубине 300 м.
Меловые отложения были перекрыты 114-мм потайной ко-
лонной в интервале 3953—4303 м. Обсадную колонну спустили
на 89-MfM бурильных трубах до глубины 4303 м. Низ колонны
перекрыли конусом, сброшенным в трубы. Промывочную жид-
кость закачивали до получения давления «стоп». Затем обсад-
ная колонна была оставлена на забое.
Цементирование производили сверху вниз на поглощение
при закачивании цементного раствора за секцию потайной ко-
лонны. Снижение давления осуществляли с помощью продавоч-
ной пробки ПЦБ 140ХЮ1 и пакера. Стыкосварные бурильные
трубы диаметром 89 мм с пакером на конце установили на глу-
бине 1574 м. Для цементирования использовали тампонажный
раствор (УШЦ-200) плотностью 2,05 г/см3. Пакер распакеро-
вали на раструбе колонн 194X168 мм и опрессовали на дав-
ление 7,0 МПа. Закачали 3 м3 бурового раствора плотностью
1,05 г/см3, а затем 6 м3 тампонажного раствора и 37,4 м3 про-
давочной жидкости. Освободили цементировочную пробку
ПЦБ и закачали 6,8 м3 воды. Получили давление «стоп» на
12,5 МПа.
Через 18 ч ОЗЦ сняли пакер. Цементный мост встретили на1
глубине 3841 м, разбурили его, промыли скважину и произвели
254
перфорацию. Скважина легко освоилась и после кислотной об-
работки получили чистую нефть — 314 т/сут.
Аналогично была зацементирована скв. 63 Брагуны.
Скв. 190 Западный Гудермес (рис. 105, д) обсажена колон-
ной диаметром 219X194 мм, спущенной на глубину 4695 м в
кровлю фораминиферовых отложений. При вскрытии верхне-
меловых отложений произошло интенсивное поглощение промы-
вочной жидкости плотностью 1,18 г/см3, а при прекращении пода-
чи жидкости на забой уровень в скважине быстро снижался до
600 м. Для предупреждения нефтегазопроявлений при останов-
ках через каждый час в затрубное пространство доливали сква-
жину по 1 м3 промывочной жидкости. Таким образом, скважина'
была пробурена до 5250 м.
Меловые отложения были перекрыты потайной 140-мм ко-
лонной в интервале 4200—5250 м. Цементирование производи-
лось в два приема: обычным методом — через башмак колонны
с разгрузкой ее на забой и методом снижения давления — при
закачивании тампонажного раствора сверху вниз за секцию
потайной колонны.
При цементировании «методом отсечки давлений» на погло-
щающий пласт бурильная колонна диаметром 127X114 мм бы-
ла установлена с пакером на глубине 2593 м. Пакер распаке-
рован в раструбе переходного диаметра обсадных труб 219Х
X 194 мм. В надпакерном затрубном пространстве создали гид-
равлическое давление 7,0 МПа и поддерживали его до конца'
процесса цементирования.
Цементирование производили с применением подвесной и'
продавочной цементировочных пробок. Перед цементированием
проверили скважину на приемистость (9 л/с при давлении на’
устье 12,0 МПа), затем закачали в скважину 3 м3 бентонитово-
го раствора плотностью 1,02 г/см3, 14 м3 тампонажного раство-
ра плотностью 1,74 г/см3 и 49,6 м3 продавочной жидкости. После
ОЗЦ сняли пакер. Цементный мост был на глубине 4180 м.‘
Разбурили цементный мост. Опрессовали колонну на 15,0 МПа,
колонна оказалась герметичной. В скважине находился буро-
вой раствор плотностью 1,26 г/см3.
Особенность проведения работ по креплению меловых отло-'
жений на скв. 714 Старогрозненская (рис. 105, е) заключалась’
в том, что скважина до глубины 3975 м перекрыта колоннами
Ч40 и 273 мм. Ниже вскрыта часть нижнего Майкопа (120 м)'
и верхний мел до альбских отложений при забое 4450 м. Вслед-'
ствие несовместимости пластовых давлений в нижнемайкопских
и верхнемеловых отложениях скважину бурили с промывкой
водой без выхода циркуляции, а в затрубное пространство за-'
качивали глинистый раствор плотностью 1,2 г/см3.
Пластовое давление на глубине 4090 м —43,3 МПа, на глу-
бине 4450 м —62,5 МПа. Поглощение промывочной жидкости
началось с глубины 4120 м.
255
В этих условиях надо было спустить 219-мм потайную колон-
ну на бурильных трубах и перекрыть интервал 3875—4450 м.
Цементирование осуществлялось в два приема: через башмак
колонны и сверху за голову секции методом снижения давления.
Для цементирования использовали левый разъединитель и па-
керный узел, установленный на глубине 1612 м на бурильных
трубах для подъема цементного раствора через башмак потай-
ной колонны до глубины 4120 м или выше. После установки па-'
кера заполнили затрубное пространство и подняли давление до
2,5 МПа. Затем в трубы закачали 14 м3 цементного раствора'
плотностью 1,72 г/см3; сбросили пробку ПЦБ 140Х 101 и прокача-’
ли 43,9 м3 продавочной жидкости плотностью 1,24 г/см3. Сбро-
сили шар, прокачали 21,9 м3 продавочной жидкости, получили
давление «стоп» на подвесной пробке и срезали шпильки при
давлении 7 МПа.
Циркуляционные окна левого разъединителя открылись, и
скважина была оставлена на ОЗЦ.
После схватывания цементного раствора отвинтили буриль-
ные трубы, подняли их, сменили пакер.
Для цементирования потайной колонны сверху вновь спу-
стили бурильные трубы. Открытый конец их был установлен на'
глубине 3696 м (на 179 м выше верха секции потайной колон-
ны), а пакер—на глубине 1648 м. После распакеровки создали
давление над пакером в 3,5 МПа. Проверили приемистость сква-
жины (закачали 6 м3 продавочной жидкости, давление подня-
лось до 5,0 МПа и снизилось до 0). Затем закачали 26 м3 це-
ментного раствора плотностью 1,75 г/см3 и за ним 5 м3 глини-
стого раствора плотностью 1,16 г/см3. Сбросили пробку ПЦБ
140x101 и закачали 35 м3 глинистого раствора той же плот-
ности. Пробка остановилась на посадочном месте втулки разъе-
динителя.
После ОЗЦ через сутки в трубы долили 33 м3 глинистого
раствора и получили давление «стоп». Срезали шпильки при
14,5 МПа, опрессовали пакер на 10 МПа, давление не падало.
Затем освободили пакер и опрессовали колонну на 7,5 МПа, ко-
лонна оказалась герметичной.
Цементный мост встретили на глубине 3750 м и разбурили
до 3883 м, ниже инструмент пошел свободно. Таким образом, с'
помощью потайной колонны и применения цементирования
методом снижения давления на поглощающий пласт успешно
произвели разобщение нижнемайкопских и верхнемеловых от-
ложений.
Проведенные работы по цементированию скважин методом'
«отсечки давления» позволили успешно выполнить задачу раз-
общения верхнемеловых отложений при поглощении промывоч-
ной жидкости. Тампонажная смесь удерживается в заданном ин-
тервале с помощью разобщающих устройств, пакера и цемен-
тировочной пробки, воспринимающих часть гидростатического
256
давления столба продавочной жидкости. Данный способ ис-
ключает самопроизвольное опускание цементного раствора. Он'
позволяет применять цементные растворы любой плотности с
целью обеспечения необходимой прочности цементного камня.
Рекомендуется подбирать рецептуру тампонажных растворов
так, чтобы иметь минимальный разрыв в 10—30 мин между
окончанием процесса цементирования и началом схватывания'
тампонажного раствора.
По объединению Грознефть с применением метода «отсечки'
давления» на поглощающий пласт зацементировано более 30
скважин, получены удовлетворительные результаты. Испытание
этого способа в объединениях Дагнефть и Грузнефть также
дали положительные результаты.
Изоляция поглощающих пластов стальными профильными
перекрывателями
Одна из наиболее трудоемких работ при бурении скважин
в нефтяных районах Урало-Поволжья — изоляция трещиновато-
кавернозных пород с высокой интенсивностью поглощения бу-
рового раствора. В связи с переходом на разбуривание старых
площадей с повышенными пластовыми давлениями в продук-
тивном пласте условия строительства скважин намного услож-
нились, так как вскрывают продуктивные пласты буровым рас-
твором значительно большей плотности, а требования к изо-
ляции поглощающих пластов значительно возросли в связи с
возросшими требованиями к охране недр и окружающей среды.'
Все это вызвало необходимость разработки новой технологии,
подготовки ствола скважины к креплению с дополнительными'
затратами средств и времени на исследовательские и изоляци-
онные работы.
Несмотря на внедрение новых, более эффективных способов’
и технических средств изоляции поглощающих пластов, разра-
ботанных многими институтами (ВНИИБТ, ВНИИКРнефть,
Татнипинефть, Башнипинефть, Пермнипинефть, КБ объедине-
ния Саратовнефтегаз, технологические службы объединений и
др.), ежегодные затраты времени на ликвидацию поглощений по’
отдельным объединениям Урало-Поволжья стабилизировались'
или даже несколько возросли. Так, исследования, выполненные
Татнипинефтью и объединением Татнефть, показывают, что
почти половину времени и цемента и 75% наполнителей рас-
ходуют на 14% скважин, в которых возникли интенсивные по-
глощения [16]. Такие осложнения существующими методами
(намывом наполнителей и цементированием) предотвратить и
изолировать практически не удается. Большинство таких сква-
жин заканчивают с частичным поглощением, и при креплении
интервалы поглощений остаются не перекрытыми цементным'
раствором за колонной, что недопустимо с точки зрения охра-
ны недр и окружающей среды. В связи с этим приходится пере-'
9 Зак. 255 257
крывать такие зоны поглощения дополнительными промежуточ-
ными колоннами после предварительного проведения ряда не-
удачных изоляционных работ со значительными затратами
средств и времени.
В Татнипинефти для изоляции интенсивных зон поглощений
разработаны металлические перекрыватели (летучки с якоря-
ми-пакерами и несколько типов расширяющихся по диаметру'
кассетных перекрывателей). Стендовые и промышленные
испытания показали, что наиболее перспективны стальные
двухканальные профильные перекрыватели. На эти перекры-
ватели подготовлена техническая документация, и в заводских
условиях изготовлена опытная партия профильных труб.
Перекрыватели типа П219/216 были применены в объедине-
ниях Татнефть и Башнефть для изоляции пластов с интенсив-
ным поглощением.'
Ниже приведена техническая характеристика перекрыватели
П219/216.
Условный наружный диаметр но выступам, мм................... 194
Толщина стенки, мм ..................................... 8
Длина, м................................................ 10—0,5
Материал (сталь) ....................................... Ст. 10
Давление при выправлении, МПа.................. . 18—20
Диаметр перекрыватели после выправления, мм............. 216—218
Овальность, мм.......................................... .±2
Диаметры скважин, в которых могут быть установлены
перекрыватели, 214 или 215,9 мм.
Перекрыватель состоит из профильной двухканальной
трубы, герметизирующих головок и переводника с уплотнитель-
ной манжетой. Переводник соединен с профильной трубой с'
помощью левой трапецеидальной резьбы 185x5. Спускают пе-
рекрыватель в скважину на бурильных трубах. Выправляют пе-
рекрыватель путем нагнетания в него жидкости с помощью на-
соса цементировочного агрегата или бурового насоса. В про-
цессе выправления перекрыватель плотно прижимается к стен-
кам скважины и изолирует зону осложнения. От осевых и ра-
диальных перемещений его удерживают силы трения металла
о породу. После установки перекрыватели бурение продолжают
долотом диаметром 190 мм. Потеря в диаметре составляет 14
или 15,9 мм.
Применение перекрывателя такой конструкции эффективно
на нефтяных месторождениях, подобных месторождениям Та-
тарии, где все поглощающие пласты разбуривают с промывкой
забоя водой и только перед вскрытием продуктивного пласта
проводят изоляционные работы, начиная с нижней зоны пог-
лощения. В таких скважинах перекрывателями можно изолиро-
вать несколько поглощающих пластов, не расширяя ствола'
скважины в зоне поглощения, а после вскрытия продуктивного
пласта скважину крепят 146-мм обсадной колонной, т. е. прак-
тически конструкция скважины не изменяется.
258
В СКВ. 17 547 Ленинопорского УБР перекрыватели примене-
ны при изоляции поглощающих пластов в намюрских и сер-
пуховско-окских отложениях при забое скважины на глубине
1042 м (проектная глубина скважины 1140 м).
Условия и процесс испытаний были следующими. При буре-
нии в интервале 800—900 м наблюдалось увеличение механиче-
ской скорости и происходили «провалы» бурильного инструмента
в пределах от 0,2—0,3 до 1—2 м. Циркуляция бурового раство-
ра прекратилась при забое на глубине 818 м.
До установки перекрывателей изоляционные работы прово-
дили в течение 5 сут. При этом было израсходовано: 247 м3 гли-
нистого раствора, 5 т цемента, 2,25 т кошмы, 4 т опилок, 1 т
СаС12, 5 т ВДОР (водная дисперсия отработанной резины),
5 м3 ССБ, 6 м3 нефти, 1 т бентонита. Интенсивность поглоще-
ния осталась на прежнем уровне.
При исследовании ствола скважины с применением пакера
А19М2 трещиновато-кавернозные участки с высокой интенсив-
ностью поглощения обнаружены в интервале глубин 878—884,
850—857 и 822, 8—822, 3 м. Перекрыватели были установлены
в интервалах 876—886, 848—858 и 816—826 м. После установ-
ки третьего перекрывателя получен полный выход бурового ра-'
створа воды на устье скважины.
При опрессовке скважины с применением пакера была об-
наружена еще одна зона поглощения бурового раствора, поэто-
му решено было установить четвертый перекрыватель в ин-
тервале 807—816 м. Во время установки этого перекрывателя
при давлении 100 МПа был нарушен сварной башмак, и пере-'
крыватель полностью выправить не удалось. Вследствие этого
•он был разбурен, а зона поглощения изолирована путем намы-
ва наполнителей.
Давление при выправлении перекрывателей было следую-
щим: первого (снизу) перекрывателя — 19 МПа, второго—Гб
МПа, третьего — 21 МПа, четвертого— 10 МПа. Первый и третий'
перекрыватели выправляли с применением насосов цементиро-
вочного агрегата ЦА-320, второй и четвертый — буровых насосов’
БРН-1.
Верхние герметизирующие головки перекрывателей разбури-
вали одношарошечным долотом 75К-214С-1 с помощью одно-
секционного турбобура 1ТСШ-7Р2 с применением одного насоса'
БРН-1 при расходе жидкости 50 м3/ч и давлении 3—4 МПа. На-
грузку на долото поддерживали в пределах 0,010—0,015 МН.'
Все четыре головки разбурили одним долотом. Время разбури-'
вания одной головки составляло 25—35 мин.
Перекрыватели шаблонировали со скоростью 12 м/ч долотом'
ТКЗ диаметром 190 мм в сочетании с турбобуром ТС5Е-65/8 при
нагрузке 0,02—0,03 МН. При этом наблюдались «провалы»'
инструмента в пределах от 0,2—0,3 до 0,5 м, очевидно, в зонах
кавернообразования.
9* Зак. 255
259
Для отрыва башмака перекрывателей использовали тот же
инструмент, поддерживая нагрузку 0,010—0,015 МН в течение
3—5 мин с помощью одного насоса БРН-1 при давлении в на-
гнетательной линии 9,0— 10,0 МПа. На забое башмак разбури-
вали тем же долотом, создавая нагрузку в 0,06—0,08 МН в тече-
ние 15—45 мин.
После установки каждого перекрывателя в данном интервале'
проводили исследование с применением гидравлико-механиче-
ского пакера А19М2 и при необходимости намывали опилки с
глинистым раствором для изоляции пропластков, оставшихся не-
перекрытыми, в целях получения необходимого давления опрес-
совки. Затем с применением того же пакера исследовали следу-
ющий вышележащий кавернозный участок ствола с высокой ин-
тенсивностью поглощения, после чего устанавливали очередной
перекрыватель, и т. д. Всего на изоляцию трех зон поглощения'
израсходовано 20 м3 опилок и 138 м3 глинистого раствора. '
В скв. 13 355 и 18 763 профильные перекрыватели были при-
менены при изоляции поглощающих пластов соответственно В
нижнефаменском и верхнефранском подъярусах при забоях на'
глубине соответственно 1780 и 1658 м. Проектная глубина сква-
жин соо-ветственно 1826 и 1736 м, отклонение забоя от верти-
кали— 513 и НО м, максимальный угол наклона ствола—18
и 13°.
При бурении скв. 13 355 в интервале 1545—1553 м наблюдали
увеличение механической скорости и «провалы» бурильного инст-
румента. Изоляционные работы до установки перекрывателя
проводили в течение 8 сут. При этом израсходовано 35 м цемента,'
600 кг глинопорошка, 750 кг СаС,1а, 50 м3 кордного волокна,
7 м3 пасты, 470 м3 глинистого раствора. Объем намытого шлама
300 м3. Изоляционные работы с применением инертных напол-
нителей не дали положительных результатов. При исследовании
ствола скв. 13355 с применением пакера А19М2, каверномера и
СПАК трещиновато-кавернозные участки с высокой интенсив-
ностью поглощения обнаружены в интервале 1548—1553 м.
При бурении скв. 18763 «провалы» бурильного инструмента
наблюдались в интервале 1512—1515 м. Изоляционные работы
до установки перекрывателя проводили в течение 8 сут. В по-
глощающий пласт намыто: 510 м3 шлама, 43 м3 кордного волок-
на, 10 м3 опилок, 22 т глинопорошка, 0,5 т СаС12, 150 м3 глини-
стого раствора.
Путем намыва инертных наполнителей снизить интенсивность
поглощения не удалось. Исследования скв. 18763 с применением
пакера А19М2 показали, что зона интенсивного поглощения при-
урочена к интервалу 1512,5—1515,5 м.
Аналогичные описанным выше осложнения на месторожде-
ниях Татарии ликвидируют обычно с помощью спускаемых в
скважину хвостовиков.
260
На скв. 13 355 и 18 763 зоны интенсивных поглощений были
изолированы с помощью профильных перекрывателей, уста-
новленных в интервалах соответственно 1544—1554 и 1508—
1518,5 м. Давление при выправлении перекрывателей составля-
ло 17,0 и 16,0 МПа. В процессе выправления жидкость нагнета-
ли насосом цементировочного агрегата ЦА-320.
Верхние герметизирующие головки обоих перекрывателей в'
пределах 0,4 м разбуривали одношарошечным долотом 75К-'
214С-1, в скв. 13355 — роторным способом при частоте враще-
ния 60 об/мин и нагрузке 0,015—0,025 МН в течение 45 мин, а
в скв. 18763 — с применением трехсекционного турбобура при
нагрузке 0,010—0,015 МН и давлении в нагнетательной линии
насосов 13,0—14,0 МПа в течение 2 ч 20 мин.
Башмаки перекрывателей разбуривали долотами типа ТКЗ
диаметром 190 мм роторным способом: на скв. 13 355—одним
долотом под нагрузкой 0,015—0,025 МН в течение 20 мин, на
скв. 18763—двумя долотами под нагрузкой 0,025—0,080 МН
в течение 1 ч 30 мин (без учета затрат времени на спуско-подъем-
ные операции).
После установки перекрывателя в скв. 13 355 интенсивность
поглощения осталась на прежнем уровне из-за того, что между
перекрывателей и стенками скважины имелись щели вследствие
овальности выправленного перекрывателя. Было намыто 14 м3
кордного волокна и 130 м3 глинистого раствора. Давление при
исследовании повысилось до 6,5 МПа. Затем осуществили валь-
цовку перекрывателя двумя клиньями диаметром 192 и 495 мм,
установленными на бурильных трубах на расстоянии 12 м один
от другого. Давление при опрессовке с применением пакера под-
нялось до 8,0 МПа.
На скв. 18 763 после установки перекрывателя и вальцовки
его клиньями интенсивность поглощения также оставалась на
прежнем уровне. Затем было, намыто 5 м3 кордного волокна й
70 м3 глинистого раствора. Давление при опрессовке водой под-’
нялось до 11,0 МПа, интенсивность поглощения снизилась до
3 м3/ч. Бурение скважин закончено роторным способом. Цир-
куляция при этом была нормальной. Для герметизации щелей
между перекрывателями и стенками скважины и исключения
необходимости дополнительного намыва наполнителей в Тат-
нипинефти была разработана специальная паста, которую на-
носят на наружную поверхность перекрывателя до спуска его в'
скважину [16]. Положительные результаты получены в 80%
случаях.
Цементирование скважин аэрированными тампонажными
растворами
Одно из перспективных направлений совершенствования
технологии цементирования колонн и способов борьбы с по-
глощениями, позволяющих надежно изолировать пласты — ис-
261
пользование аэрированных тампонажных смесей, предваритель-
но обработанных поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Анализ особенностей геолого-технических условий ведения
работ по разобщению поглощающих пластов в наклонных сква-
жинах свидетельствует о необходимости применения для це-
ментирования обсадных колонн тампонажного раствора пони-
женной плотности и химических реагентов, способствующих
уменьшению показателей структурно-механических свойств
растворов, а также проведения профилактических ме-
роприятий по подготовке ствола к спуску колонны.
Исследованию тампонажных растворов пониженной плот-
ности уделяется большое внимание. В табл. 40 приведены дан-
ные о физико-механических свойствах тампонажных растворов
с различными добавками.
Установлено ([13, 36], что добавление к цементному раст-
вору различных материалов, снижающих его плотность, часто
ухудшает физические и структурно-механические свойства
раствора. Это приводит к увеличению гидравлических сопро-
тивлений при прокачивании и снижению механической проч-
ности цементного камня. Минимальная плотность тампонажных
смесей с добавками различных материалов с допустимыми фи-
зико-механическими свойствами составляет 1,40—1,45 г/см3.
Однако под влиянием давления в скважине пористая структу-
ра различных добавок разрушается, жидкость проникает внутрь
частиц, и плотность раствора повышается.
В табл. 41 приведены данные об изменении плотности це-
ментно-перлитовых растворов при различных давлениях [13]. !
Соответствующее увеличение содержания перлита и воды
для придания раствору необходимой растекаемости приводит к
значительному понижению механической прочности цемент-
ного камня и к повышению проницаемости. При температуре
Таблица 40
Состав тампонажного раствора, кг Растекае- мость, см Плотность, г/см3 Водосмесе- вое отно- шение Темпе- ратура, °C Давле- ние, МПа
Цемент Глина Перлит Опока Вода
100 . 50 29,0 1,82 0,50 22 0,1
100 25 — .— 92 18,5 1,61 0,73 22 0,1
100 33 — .— 107 19,0 1,56 0,81 22 0,1
100 66 — — 175 18,5 1,46 1,05 22 0,1
100 66 — .— 178 18,5 1,46 1,05 75 0,1
100 — 10 .— 65 18,0 1,51 75 0,1
100 — 20 .— 88 18,0 1,36 — 75 0,1
100 — 30 .— 117 19,0 1,16 .— 75 0,1
100 — — 30 75 18,5 1,70 0,58 22 0,1
100 50 — 30 165 18,5 1,49 0,92 22 0,1
100 — — 30 75 18,5 1,70 0,58 75 0,1
100 66 — 30 210 18,5 1,44 1,07 75 0,1
262
Продолжение табл. 40.
Прочность образцов (в МПа) через, сут Проницаемость
(в 10-3 мкм2) сут через.
2 7 28 2 7 28 2 7 28
2,14 5,40 8,98 0,50 12,9 23,0 1,4 — 0
2,14 3,32 1,06 6,3 9,1 4,2 1,4 0
1,80 2,90 8,00 3,2 7,7 . 3,5 2,9 0
0,30 1,78 0,30 0,3 3,6 4,6 36,0 22
1,27 1,35 1,46 5,20 7,3 7,3 13,0 — —
2,50 2,80 3,00 3,80 6,3 7,1 — — —
1,60 1,80 1,90 2,00 2,7 3,4 8,12 — —
0,60 1,80 1,50 1,30 1,8 1,8 15,4 — —
1,06 3,46 6,30 1,56 8,9 19,2 Тре- 0,0 —
щины
0,37 2,05 0,31 1,90 5,7 3,45 . 11—60, — —
3,20 3,38 3,38 2,60 21,0 21,9 1 .1 о ,0 0
1,09 1,51 1,73 5,10 5,8 7,0 | 20,9 1,2 1 0
75°С и атмосферном давлении введение 30% перлита понижает
механическую прочность камня после твердения в течение 2 сут
в 6—8 раз.
Практика работ показывает, что применение облегченных
цементных растворов с добавкой бентонитовой глины или дру-
гих наполнителей при вскрытии поглощающих пластов с при-'
менением бурового раствора пониженной плотности (облегчен-'
ные буровые растворы, аэрированные жидкости, пены и т. д.)’
приводит к ухудшению качества цементирования и требует
проведения дополнительных изоляционных работ.
Одним из рациональных способов цементирования колонн'
при вскрытии продуктивных пластов с применением облегчен-'
ных буровых растворов можно считать использование аэриро-
ванного цементного раствора с добавкой ПАВ. При этом гид-'
родинамического соответствия условий цементирования колонн
условиям вскрытия пластов можно добиться путем выбора
соответствующей степени аэрации цементного раствора, доба-
вок ПАВ и стабилизаторов. При решении этих вопросов особое
внимание должно быть уделено проведению комплекса техно-
логических , мероприятий по подготовке ствола скважины к
спуску колонн.
Исследования, проведенные С. С. Джангировым, показали,
что циркуляция аэрированной жидкости без ПАВ сопровож-
дается колебаниями давления по всему затрубному про-
странству в пределах 0,5—1,0 МПа. При добавлении 0,1—0,2%
ПАВ к аэрированной жидкости пульсация давления полностью
прекращается. При прекращении циркуляции давление на за-
бое снижается, причем это снижение тем больше, чем больше
степень аэрации.
263
Таблица 4!
Состав тампонажного раствора, кг Растекае- мость, см Плотность ис- ходного раст- вора, г/см3 Давление, МПа Плотность раствора при давлении, г/см*
Цемент Перлит Вода
100 25 100 18 1,31 10 30 50 1,52 1,52 1,56
100 33 145 18 1,19 30 50 1,42 1,44
100 50 210 19 1±05 30 1,35
Применение аэрированного цементного раствора с добав-
кой ПАВ рекомендуется для крепления скважин, склонных к
поглощениям, в разрезе которых имеются пласты с низким дав-
лением, поэтому отсутствие пульсации давления в затрубном
пространстве имеет большое практическое значение.
Установлено, что аэрированный цементный раствор со сред-
ней плотностью 1,10—1,35 г/см3 без добавки ПАВ быстро деа-
эрировался и плотность его соответственно повышалась. После
введения в аэрированный цементный раствор до 1 % ПАВ и
тщательного перемешивания разрушение пузырьков воздуха
было незначительным, заметного увеличения плотности не
наблюдалось. При средней плотности аэрированного раствора
с добавкой ПАВ 0,75—1,15 г/см3 время начала схватывания
находилось в пределах от 32 ч до 2 сут. Растекаемость аэри-
рованных растворов составляла 14—18 см. С целью ускорения
схватывания аэрированных цементных растворов к ним добав-
ляли 2—3% хлористого кальция. При этом несколько сократи-
лось время начала схватывания раствора и повысились показа-
тели прочностных свойств образующегося из них камня.
Несколько образцов аэрированного раствора с ПАВ плот-
ностью 0,94 г/см3 были помещены в автоклав с температурой
50°С и давлением 70 МПа. Предел прочности этих образцов на
сжатие составил 3,4—4,8 МПа, что значительно выше соответ-
ствующих показателей образцов, схватившихся в атмосферных
условиях. При исследовании аэрированных цементных раство-
ров было установлено, что при значительной пористости об-
разцов проницаемость камня находилась в пределах (5—
22) • 10~3 мкм2.
Результаты лабораторных исследований показали, что це-
ментные растворы с добавкой ПАВ легко и равномерно аэриру-
ются по всему объему; несмотря на большую пористость це-’
ментного камня из аэрированных растворов, проницаемость их
невысока, что указывает на наличие закрытых пор, образовав-
шихся вследствие прочной адсорбции ПАВ на поверхности пу-
264
зырьков при твердении цементного камня; механическая проч-
ность образцов аэрированного цементного раствора, схватив-
шегося при высоких температуре и давлении, вполне достаточ-
на для проведения цементировочных работ.
Седиментационная устойчивость аэрированных цементных
растворов
Для повышения устойчивости аэрированных тампонажных
суспензий авторами работы [13] было предложено добавлять
высокодисперсные окислы кремния. Предложено также устой-
чивость аэрированных тампонажных суспензий оценивать по
отношению высоты столба после 60 мин покоя к первоначаль-
ной его высоте (в %).
В табл. 42 приведены результаты исследований по опреде-
лению устойчивости аэрированных тампонажных суспензий,
для приготовления которых использован гидравлический акти-
ватор.
Анализ экспериментов показал, что ввод в аэрированную
гельцементную суспензию таких сильных ПАВ, как ОП-Ю,
дисолван и шкопау, способствует получению обильной пены.
Однако добавка высокодисперсных окислов кремния (аэросила
Таблица 42
Состав (на 1 м3 технической воды) Устойчивость, %
Воздух, мэ ПАВ Тампонажный цемент, кг Глинопоро- шок, кг Песок, кг Высокоди£пер- сный окисел кремния До активации После акти- вации
Вид Л
Вид* КГ
Гельцементная суспензия
10 13 ОП-Ю ОП-Ю 5 2 860 860 140 140 — — 62 60 78 77
10 Дисолван 5 860 140 — — — 65 70
10 Шкопау 5 860 140 — — — 57 72
10 — — 860 140 — А175 0,5 85 95
15 — — 860 140 — А176 0,5 80 98
10 —, — 860 140 — 6175 0,5 85 98
10 —. — 860 146 — Б300 0,5 85 100
15 Це мент 860 н о - п 140 гсчан а я с Бзоо у с п е н з 0,5 4 я 90 100
10 ОП-Ю 5 1400 60 540 57 69
13 ОП-Ю 5 1400 60 540 — 50 65
10 Шкопау 2 1400 60 540 — — 55 67
10 —1 — 1400 60 540 А175 1 65 95
10 —1 — 1400 60 540 Б175 1 67 98
15 — — 1400 60 540 бзоо 1 79 100
* Ans — аэросил с удельной поверхностью 175 м2/г; Бт и БзМ — бутоксиаэросил с
удельной поверхностью соответственно 175 и 300 м2/г.
265
Таблица 43
Компоненты смеси Степень аэра- ции Средняя плот- ность тампо- нажного кам- ня, г/см’ Сроки схватывания, ч — мин Прочность камня на из- гиб через 2 сут, МПа Проницае- мость по газу, з 10 мкм8
начало конец
87% цемента 4- 13% гли- — 1,50 2—10 4—15 1,2 5,0
нопорошка То же 10 1,30 1—50 3—00 0,8 6,4
» 15 1,22 — — 0,6 —
» 20 1,16 — 4—10 0,3 —
86,7% цемента + 13,2/5% глинопорошка + 0,05 % аэросила — 1,47 1—50 3—40 1,8 0,2
То же 10 1,23 1—45 3—10 1,4 1,5
» 15 1,18 2—20 5—30 0,8 1,7
» 20 1,15 2—00 — 0,6 2,5
86,7% цемента + 13,25% глинопорошка 0,05 % бутоксиаэросила — 1,48 2—00 3-55 1,7 0,5
То же 10 1,31 1—55 3—00 1,5 1,2
15 1,20 2—30 — 0,6 —
20 1,13 3—00 — 0,4 —
или бутоксиаэросила) с удельной поверхностью 300 м2/г ещё
больше повышает стабильность суспензии. Особенно заметен
рост стабильности суспензии после гидравлической активации.
Цементно-песчаные суспензии оказались менее устойчивыми.
Установлено, что ввод высокодисперсных окислов сущест-
венно меняет структуру суспензии. Являясь хорошими структу-
рообразователями, аэросил и бутоксиаэросил в смеси с цемен-
том и глинопорошком после гидравлической активации равно-
мерно распределяются в суспензии и, адсорбируясь на мель-
чайших пузырьках воздуха, создают устойчивый, прочный кар-
кас. Этому способствуют различные удельные поверхности
минералов, их разная морфология и поверхностные свойства,
тщательное перемешивание суспензий с воздухом при выходе
встречных струй из сопел активатора.
Данные об изменении плотности гельцементного раствора
и сроков его схватывания, о прочности образующегося камня
после 2 сут твердения (при температуре 75°С и давлении
1,0 МПа) и газопроницаемости после гидроактивации в зависи-
мости от степени аэрации приведены в табл. 43.
Приведенные в табл. 43 данные свидетельствуют о том, что
с увеличением степени аэрации плотность суспензиии и проч-
ность камня заметно снижаются. Последнее объясняется умень-
шением содержания вяжущего в объеме образца. Газопрони-
цаемость камня низка. В изломе образцов не видно трещин и
каналов. Поровая структура представлена порами закрытого
типа. Сроки схватывания аэрированных суспензий изменяются
266
незначительно, что, очевидно, связано с высокой прочностью
структуры.
В связи с тем, что тампонажный камень в зависимости от
глубины скважины формируется при различных давлениях, а
прочность камня, насыщенного воздухом, зависит от содержа-
ния газовой фазы, были поставлены опыты по изучению проч-
ностных свойств в условиях, близких к условиям в скважине. '
Исследования проводили по схеме, представленной на
рис. 106 (С. С. Джангиров). В тройник 6 одновременно подава-
Рис. 106. Схема расположения оборудова-
ния для исследования свойств тампонажно-
го камня из аэрированного цементного ра-
створа с добавкой ПАВ и стабилизаторов
Рис. 107. График изменения прочности кам-
ня из аэрированной тампонажной смеси в
зависимости от давления
ли тампонажную смесь из цементовоза 2 через смеситель 3 и
агрегат 1, а также воздух из компрессора 5 по трубам 4. Затем'
поток аэрированной суспензии направляли в тройник 7 и по ду-
гообразным трубам 8 — в активатор 9, где происходило дис-
пергирование твердой фазы. Далее смесь прокачивали в цилин-
дры-патрубки 11. После появления на выкиде из сбросовой ли-
нии 14 пены перекрывали кран 13, одновременно отключая аг-
регат и компрессор. С помощью агрегата в системе создавали
давление до 1 МПа и закрывали кран 12. После повышения
давления до 5 МПа закрывали соответствующие краны {10 и
т. д.). В последующих цилиндрах-патрубках давление повыша-
ли поочередно до 10, 20, 30 и 40 МПа. В конце опыта цилинд-
267
ры-патрубки разъединяли и помещали вертикально в гидравли-
ческую ванну с температурой 75°С для формирования камня.
При больших перепадах давлений перемешивание смеси
сопровождается срывом гидратных оболочек с твердых частиц,'
в результате чего повышается адсорбция «раздробленной» га-
зовой фазы по отношению к равномерно распределенным ча-
стицам цемента, бентонита и бутоксиаэросила. Бентонит после
гидравлической активации сильно диспергирует, что способст-
вует созданию прочной структуры суспензии в статических ус-
ловиях.
Изменение прочности камня из аэрированной тампонажной
смеси показано на рис. 107.
Из приведенных данных видно, что с повышением давления'
прочность камня на изгиб возрастает. Так, если при р=1 МПа
после твердения в течение 2 сут камень из раствора с а=10
(рис. 107, кривая а) имел оИэг=1,4 МПа, то при р=10 МПа
Оизг= 1,8 МПа, а при р = 40 МПа Оизг^2,5 МПа.
Влияние степени аэрации сказывается при малых дав-
лениях. При атмосферном давлении камень из раствора
с а=15 (рис. 107, кривая б) имеет оИзг=0,4 МПа, а при
р = 10 МПа <Тизг= 1 МПа. При дальнейшем повышении давле-
ния кривая б приближается к кривой а.
Существует мнение, что при высоких давлениях и степени
аэрации воздух полностью растворяется в суспензии и эффект
аэрации исчезает. Однако газовая фаза не может полностью
раствориться в жидкости.
Растворимость газовой фазы (воздуха) в воде можно при-
ближенно определить по формуле
И V
с = —----,
RTp
где р — масса кмоля воздуха; V — объем растворенного газа;
R — газовая постоянная; Т — абсолютная температура; р —
давление.
Растворимость природного газа при давлении 35 МПа и тем-
пературе 120°С составляет 4 м3/мэ. Для атмосферных условий
растворимость составит примерно 0,005 м3/м3.
По мере приближения к забою газ сжимается, а при выходе
из-за башмака обсадной колонны будет наблюдаться обратное1
явление. Переход потенциальной энергии в кинетическую по-
лезен с точки зрения вытеснения из кольцевого пространства
скважины бурового раствора аэрированным тампонажным.
Таким образом, аэрированные гельцементные и цементно-
песчаные суспензии с добавками ПАВ и высокодисперсных
окислов кремния и подвергнутые гидравлической активации
представляют собой седиментационно устойчивые смеси.
268
Промысловые испытания надежности крепления скважин
с применением аэрированных тампонажных растворов
Ниже рассмотрены наиболее характерные результаты
применения аэрированных растворов при цементировании сква-
жин в некоторых районах бурения.
Северо-Долинская площадь. В ходе бурения скважин на
Северо-Долинской площади (НГДУ Долинанефть) происходят
различные осложнения, в том числе поглощения бурового ра-
створа [36].
При проводке скв. 327 на Северо-Долинской площади
вскрытие продуктивных горизонтов (манявская свита) с пласто-
вым давлением 26—30 МПа и коэффициентом аномальности дав-
ления, близким к единице, сопровождалось интенсивным по-
глощением бурового раствора, что отрицательно сказывалось на
коллекторских свойствах и нефтеотдаче пластов. С целью сни-
жения плотности бурового раствора его обрабатывали нефтью
в количестве до 15%. Однако при плотности бурового раство-
ра 1,16 г/см3 наблюдалось его интенсивное поглощение.
На проницаемость и нефтеотдачу пластов-коллекторов су-
щественное влияние оказывало также проникновение в них
фильтрата цементного раствора. Вредное воздействие этого
фактора возрастало по мере увеличения разности плотностей
цементного и бурового растворов, а также в связи с техноло-
гической необходимостью поднять тампонажный раствор на
высоту 1500—1600 м.
При цементировании скважин происходили гидравлические
разрывы пластов и поглощения больших объемов тампонажных
смесей продуктивными горизонтами. В результате этого сроки
освоения скважин значительно удлинялись.'
Для крепления эксплуатационной колонны в скв. 327 на Се-
веро-Долинской площади была разработана технология цемен-
тирования аэрированным цементным раствором с добавкой
ПАВ. Стыкосварная 140-мм колонна была спущена на глуби-
ну 2850 м.
Перед цементированием скважины в процессе промывки
плотность бурового раствора снизили с 1,16 до 1,14 г/см3 пу-
тем добавления нефти. Давление на стояке при промывке рав-
нялось 4 МПа. Для цементирования использовали цемент для
«горячих» скважин, раствор которого при температуре 75°С
имел следующие показатели: растекаемость — 22—24 см; на-
чало схватывания—1 ч 45 мин, конец—2 ч 20 мин; прочность
на изгиб образующегося цементного камня — 2,5—3,0 МПа. Сред-
няя плотность цементного раствора поред аэрацией составляла
1,85 г/см3. Для лучшего перемешивания цементного раствора с
воздухом, получения более мелких пузырьков воздуха и дополни-
тельного снижения давления на забой цемент затворяли на воде,
обработанной 1%-ным сульфонолом.
269
В процессе закачки цементный раствор аэрировали с по-
мощью компрессора с максимальным рабочим давлением 8 МПа'
и производительностью 18 м3/мин, который подключали к мани-
фольдной линии через специальную воздушную линию, где был
установлен обратный клапан.
При одновременной работе цементировочных агрегатов и
компрессора давление на цементировочной головке составило
в начале закачки 4 МПа, в конце—8 МПа. По показаниям рас-
ходомера воздуха и данным об объеме подачи цементировочными
агрегатами фактическая степень аэрации составила около 100.'
Согласно гидродинамическому расчету процесса цементирова-
ния, средняя плотность аэрированного цементного раствора в
кольцевом пространстве к концу продавливания составляла
1,08—1,12 г/см3.
Цементирование до достижения давления «стоп» протекало
нормально. Аэрированный цементный раствор был поднят до
устья. После частичной деаэрации через 28 ч высота подъема
цементного стакана в кольцевом пространстве, по данным аку-
стической цементометрии, составила 1600 м (от забоя).
Воздушное пространство над цементным стаканом в кольце-'
вом пространстве, образовавшееся в результате частичного выде-
ления воздуха из цементного раствора, через 30 ч было залито
до устья буровым раствором плотностью 1,16 г/см3 и условной
вязкостью по СПВ-5 40 с.
В процессе цементирования превышение гидродинамического
давления над пластовым было незначительным, благодаря чему
поглощения бурового и цементного раствора не наблюдались.
Скважина была освоена без проведения дополнительных техно-
логических мероприятий. 1
Месторождения Западной Сибири. Положительные резуль-
таты получены в Главтюменнефтегазе при использовании аэри-
рованных тампонажных растворов и аэрированных буферных
жидкостей при цементировании обсадных колонн в тех случаях/
когда возникают поглощения бурового, раствора нормальной
плотности в результате гидравлического разрыва продуктивных'
пластов. Опыт цементирования скважин на Самотлорском место-
рождении показывает, что применение в таких случаях облегчен-
ных гельцементных растворов и уменьшение гидравлических со-
противлений за счет снижения скорости движения тампонажных'
растворов не решают проблемы подъема этих растворов на за-
данную высоту [13].
Исследования, проведенные В. П. Детковым, показали, что
устойчивость аэрированных растворов в большей степени, чем'
ПАВ, влияет на степень дробления пузырьков воздуха, а также
форму и состав твердых частиц.
Так, аэрированный тампонажный раствор, приготовленный
из смеси 86,3% Стерлитамакского цемента и 13,7% альметьев-
270
ского глинопорошка, более устойчив, чем аэрированный цемент-
ный раствор, обработанный 0,1% севро. При использовании це-
ментно-бентонитовой смеси с добавкой 20% местного песка устой-
чивость аэрированного раствора повышается на 82%. Введение
в цементно-бентонитово-песчаную смесь бутоксиаэросила спо-
собствует дальнейшему росту устойчивости аэрированного тампо-
нажного раствора. В данном случае это обусловлено адсорбцией
бутоксиаэросила на мельчайших пузырьках воздуха, которые со-
вместно с цементными и глинистыми частицами участвуют в об-
разовании устойчивой структуры раствора.
Адсорбция бутоксиаэросила усиливается при дроблении пу-
зырьков воздуха. Процесс дробления этих пузырьков интенсифи-
цируется при прокаливании аэрированного тампонажного раство-
ра через гидравлический активатор. После прокачивания через
активатор устойчивость аэрированных тампонажных растворов
повышается на 10—15%, [13].
В Западной Сибири аэрированными тампонажными раство-
рами зацементирован ряд скважин в условиях частичного или
интенсивного поглощения буровых растворов.
Технология цементирования аэрированными тампонажными
растворами следующая. Раствор, приготовленный с помощью це-
ментно-смесительной машины, откачивают агрегатом ЦА-320М,
на выкид которого компрессором УКП-80 через тройник подают
сжатый воздух. Далее аэрированный раствор поступает в гидра-
влический аэратор, в котором происходят дополнительное пере-
мешивание, а также дробление пузырьков воздуха и дополнитель'
ное диспергирование твердых частиц. Затем смесь через блок
манифольда 1БМ-700 поступает в скважину.
Описанный процесс приготовления аэрированных тампонаж-
ных растворов технологичен, так как аэрация раствора проис-
ходит в линиях высокого давления после насоса цементировоч-
ного агрегата и не влияет на коэффициент наполнения насоса1.
Продуктивные горизонты месторождения приурочены к чет-
вертому водоносному комплексу (интервал 1670—2400 м) и
имеют следующую характеристику: открытая пористость — до
30%; проницаемость— (50— 1000) Х10-3 мкм2; коэффициент
аномальности давления — 1,0—1,05.
Осложнения обусловлены как поглощением тампонажных
смесей высокопроницаемыми пластами, так- и гидравлическим'
разрывом пластов при спуске и цементировании эксплуатацион-
ных колонн.
При бурении многих скважин после спуска эксплуатацион-
ных колонн до проектной глубины (2250—2500 м) и при про-
мывке ствола происходят поглощения буровых растворов плотно-
‘Технология цементирования аэрированными тампонажными растворами
для условий Западной Сибири разработана В. П. Детковым.,
271
стью 1,16—1,18 г/см3, условной вязкостью по СПВ-5 23 с; водо-
отдачей 4 см3/30 мин и СНС ^ю-0,5/1,2 Па.
Например, после спуска 168-мм эксплуатационной колонны на'
глубину 2284 м в наклонно-направленную скв. 3408 при промывке
ее ствола началось поглощение бурового раствора, ликвидиро-
вать которое не удалось. Была использована технология цементи-
рования с аэрацией раствора. Для этого в скважину закачали
4 м3 технической воды и 3 м3 аэрированной эрозионной буферной
жидкости. Затем приготовили 34,5 т тампонажной смеси, со-
стоящей из 86,4% цемента и 13,6% бентонита с добавкой 0,05%
(от массы сухой смеси) бутоксиаэросила. При водосмесевом от-
ношении, равном 1, плотность суспензии составила 1,5 г/см3. Гель,
цементный раствор двумя агрегатами ЦА-32ОМ, обязанными
через тройник параллельно с компрессором УКП-80, откачивали
в гидравлический активатор и из блока манифольда 1БМ-700—в’
скважину. Общий объем закачанного воздуха равнялся 320 м3,
т. е. степень аэрации составила около 7. После этого, не прерывая
процесса, при отключенном компрессоре закачали 16 м3 цементно-
песчаной смеси и расчетный объем продавочной жидкости. Цемен-
тирование прошло нормально. Давление в конце продавливания
достигло 9 МПа. Гельцементный раствор вышел на устье. Цирку-
ляция жидкости отмечалась до конца процесса [13],
По данным акустического каротажа, контакт гельцемент-
ного камня с цементно-песчаным был отбит на глубине 1572 м,'
а уровень подъема тампонажного раствора — 247 м (от ус-
тья). Таким образом, фактическая устойчивость аэрированного
гельцементного раствора составила
= 84,з о/о.
1572
Обсадная колонна при опрессовке на давление 15 МПа оказа-'
лась герметичной. При цементировании по общепринятой техно-
логии эксплуатационных колонн в соседних скв. 4891 и 4856,про-
буренных в этом же кусте, были отмечены поглощения тампонаж-
ного раствора. Уровни подъема цементно-бентонитовых раство-
ров составили соответственно 890 и 760 м (от устья).
Прекращение поглощения в процессе цементирования при
использовании аэрированных растворов объясняется тем, что
после поглощения некоторого объема аэрированного раствора с
ПАВ образуется блокирующая зона в трещинах разрыва. В
результате этого значительно повышается давление нагнетания
при движении этого раствора в искусственных и естественных
трещинах, имеющихся в коллекторе, и создаются условия для
установления гидродинамического равновесия и восстанавления
циркуляции.
Несколько другая технология была принята при цементиро-
вании 168-мм эксплуатационной колонны, спущенной в скв. 5044'
на глубину 2490 м. При спуске обсадной колонны здесь произо-
272
шел гидравлический разрыв продуктивного пласта Б8 в интер-
вале 2416—2440 м. В результате этого началось поглощение буро-
вого раствора плотностью 1,18 г/см3 и условной вязкостью по
СПВ-5 30 с. После закачки аэрированного раствора (3 м3 буро-
вого раствора и 48 м3 воздуха) циркуляция восстановилась.
Закачали 38 м3 гельцементного раствора плотностью 1,50 г/см3
со степенью аэрации, равной 5. Для изоляции продуктивной
зоны закачали необходимый объем цементно-песчаной смеси.
В процессе цементирования поглощений не наблюдалось. Аэ-
рированный гельцементный раствор вышел на устье. После 2 ч'
ОЗЦ уровень цементного камня был отбит на глубине 65 м.
Таким образом, фактическая стабильность аэрированной си-;
стемы составила 96,4%. По данным АКЦ, «сцепление» тампо-
нажного камня с пластом Б8 было хорошим.
Технология крепления скважин с использованием аэриро-
ванного цементного раствора в настоящее время испытана на
многих скважинах не только Самотлорского, но и других место-
рождений Главтюменнефтегаза.
Поглощение буровых и цементных растворов при цементи-
ровании скважин может быть вызвано в результате неправиль-
ного выбора буферной жидкости или тогда, когда ее по каким-
либо причинам вообще не применяют.
Особенно часты случаи неудачного цементирования при ис-
пользовании воды как буферной жидкости в скважинах, про-
буренных с промывкой растворами, содержащими более 10%'
нефти [13].
Так, на Правдинском месторождении при содержании в бу-'
ровом растворе 3—5% нефти цементирование проходило без
осложнений. При содержании в буровом растворе 10—15%
нефти в пяти из 27 скважин произошли поглощения цементного
раствора вследствие повышения давления нагнетания из-за за-
густевания раствора, а при содержании в буровом растворе
до 30% нефти в четырех из семи скважин произошло погло-
щение тампонажного раствора. Смешение тампонажного с не-
вытесненным нефтеэмульсионным буровым раствором, находя-
щимся в кавернах, и было причиной преждевременного загу-
стевания раствора вяжущих веществ.
После обработки воды, используемой в качестве буферной
жидкости, КССБ в количестве до 1 % случаи преждевременного'
загустевания тампонажных растворов прекратились. '
Для предотвращения поглощений при цементировании об-
садных колонн в Главтюменнефтегазе применяют аэрирован-
ную буферную жидкость, которую разработали В. П. Детков'
и Г. Р. Вагнер. Она состоит из воды, цемента, кварцевого песка,'
глинопорошка, поверхностно-активных веществ (ОП-Ю или
серво, метоксиаэросила или бутоксиаэросила) и воздуха. Внача-'
ле готовят цуспензию плотностью 1,1 —1,2 г/см3, в которую
входят вышеперечисленные компоненты, кроме воздуха. Затем'
цементировочным агрегатом, в нагнетательную линию которого
273
компрессором УПК-80 подают воздух, эту суспензию через
гидравлический активатор закачивают в скважину.
Ниже приводятся примеры цементирования скважин на Са-
мотлорском 'Месторождении, где применялись аэрированные
буферные жидкости.
В скв. 4897 при спуске эксплуатационной колонны на глу-
бину 2246 м произошла потеря циркуляции бурового раствора.
Попытки восстановить циркуляцию были безрезультатными.
Затем в скважину закачали 10 м3 технической воды и 3 м3 аэри-
рованной эрозионной буферной жидкости. Циркуляция была
восстановлена, и аэрированный гельцементный раствор поднят
до глубины 457 м от устья. При освоении скважины получен при-
ток безводной нефти.
В скв. 4896 при спуске колонны бурильных труб произошел
гидравлический разрыв нефтеносного пласта Б8. Условную вяз-!
кость бурового раствора увеличили до 38 с за счет ввода гипа-1
на, однако ликвидировать поглощение не удалось. В процессе
спуска эксплуатационной колонны на глубину 2465 м запас бу-
рового раствора был почти полностью израсходован из-за по-
глощения. Колонна зацементирована аэрированным тампонаж-
ным раствором. В колонну сначала закачали 3 м3 воды и 3 м3
аэрированной буферной жидкости плотностью 0,92 г/см3, состо-'
ящей из 70% цемента, 27% песка, 3% глинопорошка и 0,05%
бутоксиаэросила, а затем 35 м3 аэрированного гельцементного
раствора. Цементирование прошло нормально, тампонажный
раствор поднят до устья.
С целью повышения надежности перекрытия поглощаю-
щих пластов и обеспечения высоты подъема цементного, ра-
створа за колонной в процессе цементирования аэрированную
буферную жидкость залавливают в поглощающий пласт. Тех-
нологический процесс цементирования при этом отличается от:
обычного тем, что когда аэрированная буферная жидкость,
продавливаемая цементным раствором в затрубное простран-
ство, достигнет зоны поглощения, закрывают превентор, про-
должая нагнетание цементного раствора до повышения давле-
ния на цементировочной головке. Последнее указывает на то,
что поглощающие каналы заполнены адсорбирующимися пу-
зырьками воздуха. Затем при открытом превенторе продолжа-
ют прокачку расчетного объема цементного раствора до задан-
ной высоты.
Этим способом были зацементированы обсадные колонны на’
месторождениях Западной Сибири, где при цементировании су-
ществующими способами не могли достигнуть необходимой вы-
соты подъема цементного раствора за колонной из-за поглоще-
ния его при прокачивании продавочной жидкостью.
Буферную жидкость в поглощающий пласт можно залавли-
вать и через затрубное пространство. В этом случае, когда послед-
няя порция буферной жидкости достигнет поглощающего пла-
274
ста, прекращают закачивать цементный раствор по обсадной ко-
лонне, перекрывают обсадные трубы и при закрытом превен-
торе через затрубное пространство залавливают буферную жид-
кость в поглощающий пласт. Затем открывают трубное про-
странство и при открытом превенторе в обычном порядке про-
должают процесс цементирования колонны.
Рассмотренная методика технологии цементирования с ис-
пользованием аэрированной буферной жидкости применима в'
условиях, когда в разрезе скважины имеется один поглощающий1
пласт.
Месторождение Самгори-Патардзеули. Это месторождение
расположено на территории Грузинской ССР, в 30 км от Тби-
лиси. Наличие в разрезах скважин пластов с различными ко-
эффициентами аномальности давления и трещиноватостью,
сложенных породами, склонными к обвалам и поглощениям,
требует применения сложной конструкции и проведения неко-
торых технологических мероприятий для борьбы с осложнения-
ми при бурении и креплении.
Технология использования аэрированного тампонажного
раствора была испытана на скв. 31, исходные данные о страти-
графии, конструкции, коэффициентах аномальности и показате-
лях бурового раствора которой представлены на рис. 108.
3000
Нижний
эоцен
2900м
1,65 ~ 1,70
1,20-1,25
0,93
Коэффициент
аномальности
давления
Показатели
Зуровага
раствора
Техничес-
кая Soda.
Осложнения
Водогазопраяв-
ления
03валы и
поглощения
Поглощения
Рис. 108. Геолого-технические условия проводки скважин на площади Сам-
гори-Патардзеули
275
Проводка скважины сопровождалась обвалами при бурении
в среднем интервале верхнего эоцена, что требовало поддержа-
ния плотности раствора на уровне 1,50 г/см3. Однако при буре-
нии в интервале 2300—2330 м возникло поглощение интенсив-
ностью 4 м3/ч при плотности бурового раствора 1,36—1,37 г/см3.
При дальнейшем снижении плотности раствора происходило
осыпание пород со стенок скважины в верхнем, необсаженном
интервале ствола [36].
Поглощающие пласты на площади представлены песчаниками
с различными величинами раскрытия трещин. Практика работ
на площади показала, что при цементировании в некоторых
скважинах происходил гидравлический разрыв пластов, сопро-
вождающийся поглощением большого объема тампонажного
раствора.
Особенно большие сложности возникают при цементирова-
нии 219-мм промежуточной колонны, в связи с тем что при
коэффициенте аномальности давления в интервале 1400—2400 м'
в пределах 1,20—1,25 требуется поднять цементный раствор за
колонной до устья. Это вызвано тем, что после спуска 146-мм
хвостовика 219-мм промежуточная колонна выполняет функ-
цию эксплуатационной.
По общепринятой технологии цементирования 219-мм ко-
лонны на площади тампонажный раствор плотностью 1,80 г/см3
поднимают до глубины 330 м и облегченный тампонажный ра-
створ плотностью 1,42 г/см3 — до устья. При этом дополнительное’
давление на забой к концу процесса с учетом гидродинамиче-
ских сопротивлений составит около 4,5 МПа.
С целью сохранения при креплении колонны гидродинами-
ческого равновесия, соответствующего условиям вскрытия по-
глощающих пластов при бурении, была принята следующая
схема закачки тампонажных смесей-, в интервал 2330:—2000 м —
раствор плотностью 1,80 г/см3; в интервал 1000—2000 м—об-
легченный раствор плотностью 1,42 г/см3 /на основе ОЦГ —
облегченного цемента для «горячих» скважин, разработанного
во ВНИИКРнефти); в интервал 0—1000 м -- аэрированный
раствор на основе ОЦГ с добавкой ПАВ.
С целью некоторого снижения гидродинамического давления
на забой скважины к концу цементирования (по сравнению с
условиями при вскрытии пластов в процессе бурения) при оп-
ределении степени аэрации тампонажной смеси исходили из
условия сохранения по всему кольцевому пространству ее сред-
ней плотности, равной 1,30 г/см3. В соответствии с этим усло-
вием, согласно расчету, в интервале 0—1000 м степень аэрации
тампонажного раствора равнялась 18. При этом средняя’
плотность аэрированного тампонажного раствора в интервале
0—1000 м составляла 1,00—1,02 г/см3. После частичной деаэра-
ции (в период ОЗЦ) воздух в кольцевом пространстве занимал
по высоте 250 м.
276
Схема цементирования колонны представлена на рис. 109.
Затворение аэрированной тампонажной смеси осуществляли
в определенной последовательности.
1. В мерниках цементировочных агрегатов на технической
воде было затворено 1% ПАВ (сульфонол) 30%-ной концен-
трации.
2. Приготовленный на воде с ПАВ тампонажный раствор
перекачивали в мерники тампонажных агрегатов.
3. Исходя из расчетной величины степени аэрации, одновре-
менно в скважину закачивали тампонажный раствор с расходом
7,5 л/с и воздух из компрессора ГПК-80 с производительностью
В м3/мин.
а
Рис. 109. Схема цементирования ко-
лонны в скв. 31 на площади Самго-
ри-Патардзеули:
zz — начало закачки; б — окончание за-
качки; / — буровой раствор; 2 — аэриро-
ванный цементный раствор; 3 — цемент-
ный раствор плотностью 1,8 г/см3; 4 — об-
легченный цементный раствор плотностью
1,42 г/см3
Рис. 110.
гическая
изоляции
глощения
ванными
нажными
Техноло-
схема
зоны по-
аэриро-
тампо-
смесями
Общий объем аэрированного тампонажного раствора соста-
вил 15,3 м3 при расчетном — 16,9 м3.
Давление нагнетания в скважину аэрированной смеси со-
ставляло 3—4 МПа.
Затем закачали 26 м3 облегченного тампонажного раствора
со средней плотностью 1,40—1,42 г/см3 и 13 м3 раствора порт-
ландцемента плотностью 1,80 г/'см3. Плотность продавочной
жидкости объемом 68,8 м3 приняли равной 1,25 г/см3, исходя из
условия предотвращения оголения башмака колонны вследствие
возможного перетока жидкости из труб в затрубное простран;
ство, который был бы возможен в том случае, если бы жидкость
в трубах имела большую плотность, чем в затрубном простран-
стве.
277
Скорость восходящего потока в кольцевом пространстве
составила 1,4 м/с, в то время как при цементировании других
скважин она равнялась 1,0 м/с. Давление на цементировочной'
головке после окончания продавливания составило 5 МПа.
Циркуляция во время цементирования была нормальной.
Аэрированный цементный раствор поднят до устья. Данные
акустической цементометрии подтвердили успешность цемен-
тирования. После оборудования устья скважины колонной го-
ловкой незацементированная часть кольцевого пространства
от устья до 180 м была заполнена тампонажным раствором
плотностью 1,80 г/см3.
Объединение Татнефть. Одной из причин неудачной изоля-
ции поглощающих пластов в стволе скважины является боль-
шая разница в плотностях тампонажной смеси и пластовой жид-
кости. При изоляции поглощающих пластов, состоящих из
нескольких проницаемых пропластков или имеющих большую
мощность, цементный раствор растекается по подошве пласта
или уходит в нижний пропласток. Одновременно из верхних
пропластков в скважину поступает пластовая вода, замещая це-1
ментный раствор. Это приводит к значительному разбавлению'
тампонажной смеси, ухудшению ее начальных показателей и в'
конечном счете к неудачной изоляции зон поглощения.
Естественно, при одинаковой плотности тампонажной смеси
и пластовой жидкости перетоков, вызванных разностью
плотностей, не будет. Вследствие этого одним из основных тре-
бований к тампонажным смесям, применяемым для изоляции
водонасыщенных проницаемых пластов, является уменьшение
плотности.
В Татнипинефти разработана технология изоляции погло-
щающих пластов аэрированными тампонажными смесями.
Технологическая схема изоляции зоны поглощения аэриро-
ванными тампонажными смесями показана на рис. НО.
В скважину 1 спускают бурильные трубы 2 с разбуривае-
мым пакером 4, который устанавливают на 10—20 м выше
кровли поглощающего пласта, с учетом степени кавернозности
ствола. На устье на бурильные трубы навинчивают заливочную
головку 3 с манометром и кранами 9 и 10.
Воздух от компрессора по трубке И через кран 9 и перфори-
рованный патрубок 8 подают в заливочную головку 3 и нагне-
тают в бурильные трубы. В зависимости от глубины залегания
изолируемого пласта и характеристики компрессора давление
в трубах повышают до максимума, но так, чтобы уровень жид-
кости не опустился ниже пакера. Затем, одновременно нагнетая'
воздух, из цементировочного агрегата по трубке 12 через кран
10 в заливочную головку подают цементный раствор с добавка-
ми ускорителя схватывания и ПАВ.
После закачки аэрированного цементного раствора 6 отклю-
чают компрессор и перекрывают кран 9 на воздушной линии'
278
а в скважину продолжают нагнетать быстросхватывающуюся
смесь 5 (БСС), объем которой выбирают в зависимости от
интенсивности поглощения. В качестве продавочной жидкости
используют глинистый раствор 7. Если бурение ведут с про-
мывкой забоя водой, то сначала нагнетают около 3 м3 глинисто-
го раствора, а затем воду. Объем продавочной жидкости берут
из расчета на оттеснение тампонажной смеси на 10—15 м ниже
пакера.
После продавливания раствора перекрывают кран 10 и всю
систему оставляют на период ОЗЦ.
Описанная технология изоляционных работ была с успехом
применена на многих скважинах объединения Татнефть. Ниже
приводится технология работ на скв. 9518а, при проводке которой
потеря циркуляции отмечалась с глубины 925 м. Бурение без
циркуляции продолжали до глубины 1255 м, затем осуществля-
ли заливку быстросхватывающейся смеси из цемента (12 т) и
хлористого кальция (1,2 т). Цементного моста в скважине не
оказалось, но интенсивность поглощения несколько снизилась.
Однако с глубины 1650 м вновь произошла потеря циркуляции.
Зона поглощения была залита быстросхватывающейся сме-
сью (БСС) из цементного раствора и хлористого кальция. Ин-
тенсивность поглощения после заливки не изменилась.
Для последующей заливки использовали аэрированный це-
ментный раствор с добавкой ПАВ. Пакер был установлен на глу-'
бпне 630 м. Устье скважины обвязано с компрессором УПК-80
и двумя цементировочными агрегатами. Перед закачкой цемент-
ного раствора в бурильные трубы нагнетали воздух. Через 20
мин после начала работы компрессора давление поднялось до 4:
МПа. После этого в заливочную головку при постоянной работе
компрессора продавили цементный раствор, приготовленный из!
10 т цемента с водоцементным отношением 0,5. Давление по по-1
казаниям манометра снизилось вначале до 3,0 МПа, а затем до’
2,0 МПа. Под таким давлением закачивали и остальной цемент-'
ный раствор. Затем кран на воздушной линии был перекрыт, и в'
скважину стали закачивать БСС из 9 т цемента и 1,15 т хлорис-
того кальция (В:Ц = 0,45ч-0,50). Для продавливания использова-
ли вначале буровой раствор в объеме 3 м3, а затем воду — 7 м3.
Интенсивность поглощения значительно уменьшилась, что'
позволило довести скважину до проектной глубины без проведе-
ния дополнительных изоляционных работ.
Таким образом, применение аэрированного цементного рас-
твора с добавкой ПАВ оказывается более эффективным, чем ис-
пользование обычных тампонажных быстросхватывающихся сме-
сей. Однако в тех случаях, когда поглощающий пласт предста-
влен трещиноватыми породами, особенно с большой величиной
раскрытия трещин, необходимо снизить интенсивность поглоще-
ния путем намыва наполнителей или закачки тампонов.
В качестве наполнителей рекомендуется применять наиболее
279
доступные материалы — ореховую скорлупу, кордное волокно,
хромовую стружку, опилки, резиновую крошку и т. д. Техноло-
гически необходимое условие — одновременный намыв наполни-
телей трех типов: зернистых (твердых), волокнистых и чешуйча-
тых. Общее содержание наполнителей в потоке жидкости дол-'
жно составить 6—7%.
Тампоны следует готовить на основе высококоллоидального'
бурового раствора также с добавками наполнителей трех типов,
в соотношении 1:3:3. Объем тампона рекомендуется брать не
менее 10 м3. Размеры частиц наполнителей выбирают в соответ-
ствии с величиной раскрытия поглощающих каналов.
Согласно промысловым данным, к проведению изолянионг
ных работ с применением аэрированных тампонажных смесей
следует приступить после снижения интенсивности поглощения
на 50% путем намыва наполнителей или закачки тампонов с
наполнителями.
Объединение Нижневолжскнефть. При использовании техно-
логии применения аэрированного глинистого раствора перед за-
качкой цементного раствора сначала в скважине в течение 1,0—
1,5 циклов осуществляют циркуляцию аэрированной жидкости.
Затем закачивают расчетное количество цементного раствора и
продавочной жидкости. В случае необходимости цементный рас-
твор в начальной стадии цементирования может быть аэрирован.
Тогда продавочную жидкость нагнетают с таким расчетом, что-
бы неаэрированный цементный раствор перекрыл башмак цемен-
тируемой обсадной колонны, а аэрированный — перекрыл все
поглощающие пласты и был поднят в башмак предыдущей обсад-
ной колонны.
Указанная технологическая схема была опробована на Кюро-'
ковском месторождении Волгоградской области [26]. Скв. 607'
была пробурена под 140-мм эксплуатационную колонну с про-
мывкой водой и глинистым раствором. При этом приходилось
неоднократно делать остановки для изоляции зоны интенсивного'
поглощения на глубине 1380 м.
Эта зона была вскрыта при бурении турбинным способом с
промывкой водой. Для ее изоляции осуществляли заливку цемен-
тно-бентонитовой смеси (ЦБС) из 9 т цемента и бентонита. Одна-
ко с углублением скважины интенсивность поглощения воз-
росла с 3 м3/ч до полной потери циркуляции. Статический уро-
вень находился на глубине 50—70 м (от устья). После перехода'
на промывку глинистым раствором в ходе бурения при забое на'
различной глубине было осуществлено еще пять заливок ЦБС в'
указанную зону поглощения, что позволило довести скважину до
проектной глубины 1800 м при частичном поглощении раствора.
Последняя заливка была произведена при забое на глубине
1798 м.
Однако после спуска 140-мм эксплуатационной колонны по-
глощение бурового раствора возобновилось, и при промывке
280
круговой циркуляции глинистого раствора не было. Решили
применить технологию цементирования колонны с использова-
нием аэрированного глинистого раствора. Первоначально пыта-
лись восстановить циркуляцию глинистого раствора. При закачке
10 м3 аэрированного раствора буровым насосом с подачей 25—15
л/с циркуляция не восстановилась. Не была восстановлена она и
после закачки 20 м3 раствора, аэрированного с помощью одной
компрессорной установки УКП-80. Затем было закачано (но уже
с помощью цементировочных агрегатов) еще 6 м3 аэрированного
раствора плотностью 0,95 г/см3 и вслед за этим — 22,2 м3 ЦБС
плотностью 1,55—1,58 г/см3, а потом—21,3 м3 продавочной жид-
кости. Производительность цементировочных агрегатов, а также''
плотность цементного аэрированного и бурового растворов кон-
тролировали с помощью станции СКЦ-2М.
Когда по расчету аэрированный глинистый раствор достиг
зоны поглощения и в течение некоторого времени поступал в нее,
сопротивление в зоне поглощения в результате проникновения!
этого раствора возросло, циркуляция восстановилась и не прекра-
щалась до окончания цементирования колонны.
После периода ОЗЦ (24 ч) колонну опрессовали водой на
давление 15 МПа, а затрубное пространство — на давление 6,0
МПа.
По указанной технологии на месторождении было зацементи-'
ровано. еще несколько эксплуатационных колонн.
Николаевское месторождение. На Николаевском месторожде-1
нии Краснодарского края при средней глубине залегания газо-
носного пласта, приуроченного к черкесской свите, 510—600 м'
с проницаемостью пород до 1 МКМ2 пластовое давление состав-
ляет 2,20—2,25 МПа, т.е. коэффициент аномальности давления
ниже 0,5. Проведение ряда технологических мероприятий не при-
водило к сокращению числа поглощений при бурении и крепле-
нии эксплуатационных скважин. Цементирование колонн при
прямом и обратном способах проходило при полном или частич-
ном поглощении и недохождении цементного раствора до проект-
ной высоты на 100—340 м. В связи с проявлениями в межколон-
ном пространстве на некоторых скважинах дополнительно прово-
дили изоляционные работы.
В скв. 46, где в процессе бурения возникало поглощение
бурового раствора, эксплуатационная колонна была успешно
зацементирована аэрированным цементным раствором при сте-
пени аэрации 15 (подача воздуха от компрессора). Цементный
раствор был поднят на заданную высоту при полном отсутствии
проявлений в межколонном пространстве.
При бурении последующих эксплуатационных скв. 33, 34,'
44 и 45 на площади буровые растворы аэрировали с добавле-
нием анионоактивного ПАВ — до 0,2% сульфонола (без подачи
водуха от компрессора). Присутствие сульфонола способствует’
максимальному вовлечению пузырьков воздуха и удержанию их
281
в буровом растворе. При циркуляции поддерживали следую-
щие показатели бурового раствора: р = 0,804-0,85 г/см3; Т =
= 50—60 с; СНС1/10 = 6/15 Па. Благодаря применению аэрирован-
ных растворов поглощения бурового раствора удалось свести к1
минимуму, обеспечив подъем тампонажной смеси плотностью'
1,46 г/см3 до устья.
Отсутствие поглощений при бурении, подъем цементно-бенто-
нитового раствора до устья и полное отсутствие проявлений в
межколонных пространствах скв. 33, 34, 44 и 45 объясняются
закупоривающими свойствами химически аэрированных буро-
вых растворов благодаря небольшим добавкам сульфонола.
Важным преимуществом применения аэрированных тампо-
нажных растворов с добавкой ПАВ является простота осущест-
вления аэрации, для которой не требуется никакого специаль-
ного оборудования.
Методика расчета процесса цементирования колонн
аэрированным раствором
В связи с расширением объема применения аэрирован-
ных растворов и пен при креплении скважин и проведении ре-
монтных изоляционных работ расчет давления на забой и
стенки скважины при циркуляции аэрированных растворов
имеет большое практическое значение. Исследованию этого
вопроса посвящены многие работы [В. Н. Амиян, Н. П. Ва-
Рис. 111. Схема для расче-
та процесса цементирования
аэрированным цементным
раствором
сильева, Е. Г. Леонов, Е. В. Шеберс-
тов, 3. М. Шахмаев и др.].
Однако при производстве расчетов
по предлагаемым методикам получае-
мые результаты имеют большое рас-
хождение как между собой, так и с
опытными данными. Особенно слабым
местом являются гидродинамические
расчеты при цементировании скважин
с применением аэрированных тампо-
нажных растворов с добавкой ПАВ и
без добавки.
На основании анализа опублико-
ванных данных рекомендована мето-
дика расчета процесса цементирова-
ния скважин, в основу которой поло-
жена величина забойного давления к
концу цементирования, соответствую-
щая величине забойного давления при
бурении скважины. Это условие при-
нято с целью предотвращения погло-
щений и проявлений при цементирова-
нии и в период ОЗЦ. В предлагаемой
282
ниже методике [36] условно принят следующий порядок подъе-
ма смесей в кольцевом пространстве (снизу вверх): цементный
раствор нормальной плотности, облегченный цементный раствор,
аэрированный цементный раствор (рис. 111). При расчетах
приняты следующие обозначения: Я —глубина скважины, м;
hK— глубина спуска кондуктора, м; Лп— глубина залегания
кровли поглощающего пласта, м; — высота подъема чистого
цементного раствора, м; Lo — высота подъема облегченного це-
ментного раствора, м; £а— высота подъема аэрированного
цементного раствора, м; DCKB— диаметр скважины, м; DK —
внутренний диаметр кондуктора, м; Dm — наружный диаметр;
обсадных труб, м.
Для определения расчетного забойного давления принято
выражение
Рз.р = Рпл + Ар + (Д — qa, (IX.2)
тде Рпл — пластовое давление в поглощающем горизонте, МПа;'
Др— допустимый перепад давления на поглощающий горизонт,'
МПа; рц— градиент гидростатического давления столба чистого
цементного раствора, МПа/м.
Баланс расчетного забойного давления в конце цементиро-
вания (без учета гидродинамических сопротивлений) имеет вид'
Рз. р = Ац рц До Ро Д' Ац Ра Д- Ав рв , (IX.3)
где Ро — градиент гидростатического давления столба облег-
ченного цементного раствора, МПа/м; йц — высота столба це-
ментного раствора, эквивалентная высоте столба аэрированного
раствора, м; ра— градиент гидростатического давления столба'
чистого цементного раствора в общем столбе аэрированного
раствора, МПа/м; Ав— высота столба воздуха, эквивалентная
высоте столба аэрированного раствора, м; рв— градиент гид-
ростатического давления столба воздуха, МПа/м.
Заменяя в выражении (IX.3) /гц=Ба—Ав, получаем
Рз.р = Ац рц Д- Lo ро Д" Lq ра ha ра Д" Ав рв .
Решая относительно Ав, находим
ha = - Pa.p-^-^gQ-^aga _ (
<7в — <7а
По С. Р. Шулдайсу, при выражении градиента давления
(в МПа/м) рв = 0,0000098 В, где В — объемный фактор воздуха.
Значения В определяют по номограмме (рис. 112) в зави-
симости от средних значений давления Ра и температуры Та в
средней части столба аэрированного раствора на глубине /ц. В'
рассматриваемом примере l.a=Lal2. ‘
283
Рис. 112. Номограмма для оп-
ределения объемного фактора в
зависимости от давления и
температуры:
Номер кривой
на рисунке . 1234
Температура,
°C........... 27 38 49 60
Номер кривой
на рисунке . 567
Температура,
°C........... 71 82 93
После подстановки значения ув формула (IX.3) примет вид'
, ______________ Рз .р Ра. Lo q0 La qa
Пв ~ 0,0000098 В —<?а ’ (IX.о)
Объем воздуха в аэрированной жидкости (приведенный к
нормальным условиям)
1/в = /гв1/1В, (IX.7)
где V]—средневзвешенное значение объема затрубного про-
странства на 1 м его длины, м3.
у/ _ — Ук (La Лк) (IX 8)
где Vo и VH — объем 1 м затрубного пространства соответствен-
но в обсаженной и необсаженной частях ствола скважины; '
Го = 0,785 (D2 - d2); V„ = 0,785 (Ос2ка - d2).
Объем цементного раствора в общем объеме аэрированного’
\,\=hnVl.
Степень аэрации раствора а=Гв/Гц. Высота столба деаэ-
рированного цементного раствора /гц=Аа— /гв.
Предлагаемая методика расчета рекомендуется для случаев’
закачки аэрированного цементного раствора. В одинаковых ис-!
ходных условиях при добавлении ПАВ к аэрированному це-
ментному раствору, согласно исследованиям, проведенным во
284
ВНИИнефти и Азнипинефти, [2, 21], рекомендуется расчетное
давление столба аэрированного раствора снизить на 10%.
Ниже рассмотрены два примера расчета процесса цементи-
рования.
Пример № 1. Рассмотрим расчет процесса цементирования колонны в
скв. 31 Самгори-Патардзеули. (Технологическая схема цементирования при-
ведена на рис. 111.)
1, Давление столба чистого цементного раствора в интервале
2000—2330 м
рц = 0,018-330 = 6,0 МПа.
2. Давление столба облегченного цементного раствора в интервале
1000—2000 м
р0 = 0,0142-1000 = 14,2 МПа.
3. Для предотвращения обвалов в процессе бурения плотность бурового
раствора сохраняли на уровне 1,36—1,37 г/см3. В связи с отсутствием прояв-
ляющих горизонтов расчетное гидростатическое давление на забое к концу
цементирования определяли исходя из необходимости поддержания средней
плотности раствора по всему кольцевому пространству, равной 1,30 г/см3.
Тогда
р, п = 1,3-233 = 30,3 МПа.
3 . р
4. Давление в средней части столба аэрированного раствора
5. Расстояние от средней части столба аэрированного раствора до устья
/а= 1000/2 = 500 м.
6. Для давления Ра = 5 МПа и температуры 27°С по номограмме (см.
рис. 112) объемный фактор воздуха составляет 45 м3/м.
7. Высота столба воздуха, эквивалентная высоте столба аэрированного
раствора, по формуле (IX.6) составит
30,3 — 6,0— 14,2 — 14,2
hB = ------------------------- = 283 м.
0,00000908 — 45 — 0,0142
8. Объем 1 м кольцевого пространства составляет:
а) в 324-мм колонне
V1 = 0,785 (0,3002 — 0,2192) = 0,033 м3;
б) в 299-мм колонне
V2 = 0,785 (0,2752 — 0,2192) = 0,022 м3;
в) средневзвешенное значение объема
0,022 (1217 — 142)+0,033-142
Vcp = —------*------121/ -------- = 0,0233 м3.
9. Объем воздуха (приведенный к атмосферным условиям) в аэриро-
ванном растворе
VB = 283-45-0,0233 = 297 м3.
10. Объем тампонажной смеси в аэрированном растворе
VCM = (1000 —283)-0,0223 = 16,7 м3.
285
Рис. 113. Схема для расчета процесса цементирования:
/ — тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см3; 2 — аэрированный
цементный раствор; 3 — буровой раствор
11. Степень аэрации тампонажного раствора а = 297 :
: 16,2=18.
Пример № 2. При расчете исходили из особенностей
геолого-технических условий.
Глубина скважины 2500 м, глубина залегания продук-
тивного горизонта 2400—2430 м, пластовое давление в
продуктивном горизонте 28,5 МПа. Показатели бурового
раствора: р = 1,20 г/см3; 7 = 30 с по СПВ-5; СНС1/ц> =
= 2/4 Па. Допустимый перепад давления на продуктивный
поглощающий пласт й МПа.
Глубина спуска 219-мм кондуктора 500 мм. Глубина
спуска 140-мм эксплуатационной колонны 2500 м . Номи-
нальный диаметр необсаженного ствола скважины 190 мм
(рис. 113).
1. Расчетное забойное давление к концу цементиро-
вания
рз р = 28,5 +2,0+(2500 —2400) 0,018 = 32,3 МПа.
2. Давление столба чистого цементного раствора
рц = 0,018-500 = 9 МПа.
3. Давление столба бурового раствора в интервале 0—10001 м
рр = 0,012-1000 = 12,0 МПа.
4. Давление в средней части столба аэрированного цементного раствора
5. Расстояние от средней части столба аэрированного цементного раст-
вора до устья
/а = 1000 + —-— = 1500 м.
6. Для давления 17,65 МПа и средней температуры на глубине 1500 м,
равной 50°С, объемный фактор воздуха по номограмме составляет 142 м3/м.
7. Высота столба воздуха, эквивалентная высоте столба аэрированного
раствора
32,3 — 9—12—18
hR =------------------------= 400 м.
0,00000908-142 — 0,018
8. Объем 1 м кольцевого пространства
Vi = 0,785 ( 0.2193 — 0,1402) = 0,022 м3.
9. Объем воздуха (приведенный к атмосферным условиям) в аэрирован-
ном растворе
VB = 400-142-0,022 = 1249,6 м3.
10. Объем тампонажной смеси в аэрированном растворе
Гсм = (1000 —400)-0,022 = 13,2 м3.
11. Степень аэрации тампонажного раствора
а = 1249,6/13,2 = 95.
286
Определение средней плотности аэрированного раствора
под давлением
Для примера приводится ориентировочный расчет плотности аэрирован-
ного раствора при следующих исходных условиях:
Плотность бурового раствора, г/см3 ..... . . 1,16
Расчетное забойное давление, МПа .... . . 35
Температура на забое, °C...................................... 1,20
Расход бурового раствора, л/с.............................. 6
Расход воздуха, л/с (м3/мин) .............. . . . . 133 (8)
Плотность аэрированного раствора определяют по формуле
Р1 + 0 + Рз
1 + 0
(IX.9)
где pt — плотность жидкой фазы с твердыми компонентами; р2 — плотность
газовой (воздушной) фазы; 0 — отношение объема воздуха к объему воды с
учетом взаимного перехода фаз
где 6 — отношение массы воздуха к массе воды; с — растворимость газа в
жидкости; k — концентрация воды в газовой фазе.
Масса воздуха, поступающего в единицу времени:
М, = р.. (IX. II)
где Q2 — производительность компрессора УКП-80, равная 8 м3/мин (133 л/с);
—плотность воздуха при нормальных условиях, равная 1,29 кг/м3.
Следовательно, М2=0,133-1,29 = 0,172 кг/с.
Масса жидкой фазы, поступающей в единицу времени:
Mi = pi Qi,
где Qi—расход бурового раствора, принятый при аэрации равным 6 л/с
(0,006 м3/с); pi—плотность раствора с твердыми добавками, равная
1,16 г/см3 (1160 кг/м3).
Тогда М, = 1160- 0,006 = 6,96 кг/с.
Соотношение масс
6 = M2/Mi = 0,172/6,96 = 0,025.
Растворимость воздуха в жидкости
М2 G р
Р Rr Т
(IX.12)
(IX. 13)
где Л12—масса 1 кмоля воздуха, равная 29 кг/кмоль; G— максимальный
объем растворения газа в 1 м3 воды при р = 35 МПа и Г=120°С, равный
4 м3/м3; — газовая постоянная, равная 0,082; Т — абсолютная температура,
равная 273+15,55 ~ 289,0 К; р — плотность раствора, равная 1160 кг/м3.
29-4-1
Следовательно, , „ „„„ ^„=0,004.
1160-0,082-289
Концентрация воды в газовой фазе
1
k= , , 1 A42
1 -г ф
(IX. 14)
287
где ч|э — мольная доля водяного пара, равная ря/р (согласно формуле
Осборна — Майерса, давление насыщения паров р„ принимается равным
0,1 МПа; при забойном давлении, равном 35 МПа, ф л;---------да0,003); Л13 —
350
масса 1 кмоля смеси газов, равная 18 кг/кмоль.
Таким образом, k— —------------------- =0,002.
1—0,003 29
1 +------'-- —
0,003 18
Плотность газовой фазы в забойных условиях
Рз —
где 1+ — мольный объем воздуха, определяемый из уравнения Ван-дер-Вааль-
са.
р2 = ---= 145 кг/м3.
Н 0,2
Значение (5 находят путем подстановки соответствующих величин в
формулу (IX. 10)
1160 0,025 (1 —0,004) —0,004
В =----- —’------------------------ =0,20.
н 145 (1 —0,002) (1 + 0,025)
Подставляя цифровые значения в формулу (IX. 9), находим плотность
аэрированной жидкости
1160 + 0,20 + 145 1305,2
ра =----------------=----------= 1087 кг/м3 =1,087 г/см3.
г 1 +0,20 1,20 7
Предлагаемый расчет определения плотности под давлением рекоменду-
ется для аэрированных жидкостей. При одинаковых исходных условиях
плотность качественно вспененных растворов можно принимать на 10% ниже
плотности аэрированного раствора, рассчитанной по предлагаемой методике.
Это подтверждается рядом исследований, проведенных во ВНИИнефти и
Азнипинефти.
Оборудование и приспособления для приготовления и
закачки в скважину аэрированных тампонажных растворов
Схема расположения оборудования и сам процесс цемен-
тирования с применением аэрированных тампонажных раство-'
ров почти такие же, как при обычном цементировании. Несколь-
ко изменяют процесс приготовления тампонажного раствора с'
ПАВ и в схему дополнительно включают компрессор.
Ниже приведена краткая характеристика компрессоров, на-
шедших применение в нефтяной промышленности:
Тип компрессора .... УПК-80 АВШ-3,7/200
Подача, м3/мин............... 8,0 3,7
Максимальное давление,
МПа.......................... 8,0 20
Тип компрессора выбирают в зависимости от необходимого'
объема воздуха и максимального давления при приготовлении'
и закачке в колонну аэрированного раствора. Для упрощения
процесса цементирования в соответствии с расчетной величи-
ной степени аэрации следует исходить из условия применения
288
только одного компрессора и по его расчетной производитель-
ности определять расход жидкости. При этом процесс цемен-
тирования несколько удлиняется, но это компенсируется более
замедленным сроком начала схватывания аэрированного ра-
створа по сравнению с неаэрированным (С. С. Джангиров).
Перед цементированием фактическую производительность
компрессора в рабочем режиме следует проверить путем уста-
новки на всасывающей линии расходомера ДП-430. Во избе-
жание попадания жидкости в компрессор на воздушной ли-
нии устанавливают обратный клапан.
Исследования В. А. Амияна показали, что характер рас-
пределения давления в кольцевом пространстве при циркуляции
пены не зависит от типа применяемых аэраторов (с большим
числом отверстий, металлокерамические и простые). Одинаковые
закономерности в распределении давления в затрубном про-
странстве при использовании аэраторов трех типов объясняются’
тем, что в наземном оборудовании, а также при ударах пузырь-
ков воздуха о стенки скважины и обсадных труб создаются
благоприятные условия для диспергирования пузырьков воз-
духа в жидкости. Исходя из этого для практического примене-
ния рекомендована конструкция упрощенного аэратора (рис. 114).
Конструкции цементировочной головки и других элементов
Рис. 114. Кон-
струкция упро-
щенного аэра-
тора
Рис. 115. Схема приготовления и закач-
ки аэрированного тампонажного раство-
ра
оснастки обсадной колонны в процессе цементирования с ис-
пользованием аэрированной смфси при этом не изменяются.
В связи с тем что поддержание расчетной величины степени
аэрации при приготовлении аэрированной смеси играет основ-
ную роль при гидродинамическом расчете процесса цементиро-
вания, на основании анализа практических результатов це-
ментирования была принята схема приготовления и закачки аэ-
рированного тампонажного раствора (рис. 115). В мерниках це-1
10 Зак. 255
289
ментировочных агрегатов 1 в воде, используемой для затворения’
тампонажной смеси, растворяют необходимое количество ПАВ.
Для хранения воды и растворения ПАВ можно использовать
также любую емкость. После интенсивного перемешивания воду
с ПАВ подают в цементно-смесительную машину 2 для за-
творения смеси. Цементный раствор агрегатом 3 последо-
вательно перекачивают в мерники агрегатов 4. Во избежание
вспенивания тампонажной смеси в мерниках агрегатов выкид-
ную линию от агрегата 3 опускают под уровень раствора. После
выбора тампонажной смеси в один из агрегатов 4 одновремен-
но включают агрегат и компрессор. Контроль за сохранением
расчетной величины степени аэрации осуществляют по меткам
в мернике агрегата 5 и по показаниям расходомера воздуха 8
типа ДП-430. При отклонении расхода воздуха от расчетной
величины работу агрегата корректируют на ходу.
Контроль за фактической подачей смеси осуществляется
с помощью станции контроля цементирования СКЦ 6. После
интенсивного перемешивания в аэраторе 7 смесь направляют
к скважине 10. Обратный клапан 9 устанавливают между ком-
прессором и аэратором.
Приготовленную аэрированную суспензию рекомендуется
вместо аэратора пропустить через гидравлический активатор для
обеспечения ее однородности и седиментационной устойчивости.'
Перед закачкой аэрированной тампонажной смеси рекомен-
дуется закачка до 3 м3 аэрированной эрозионной буферной жид-
кости. Приготовлять и транспортировать аэрированные тампо-
нажные растворы должны непрерывно и начинать сразу же по
окончании закачивания буферной жидкости.
Во время затворения тампонажных смесей необходимо кон-
тролировать их плотность. Колебания плотности раствора нё
должны превышать ±0,03 г/см3 от заданного значения. Период'
перехода на закачку продавочной жидкости должен быть ко-
ротким и не превышать 60 с. По окончании цементирования
следует закрыть превентор.
Глава X. РЕМОНТНЫЕ ИЗОЛЯЦИОННЫЕ РАБОТЫ
В НАКЛОННЫХ СКВАЖИНАХ
Несмотря на возросший уровень техники и технологии
строительства и эксплуатации скважин, затраты на ремонтно-
изоляционные работы в отрасли продолжают увеличиваться.
Главные причины роста затрат на капитальный ремонт — уве-
личение фонда скважин и его старение.
Массовое внедрение при разработке месторождений систем
поддержания пластового давления обусловило и рост фонда
нагнетательных скважин, причем условия работы и крепи ос-
ложнились из-за закачки больших объемов коррозионноактив-'
ных вод — сточных, морских и пластовых. Все это приводит к
увеличению числа скважин, требующих проведения в них ре-
монтно-изоляционных работ.
При первичном цементировании, особенно наклонно-направ-
ленных скважин, по ряду технических, технологических и ор-
ганизационных причин происходят недоподъемы цементного ра-
створа за колонной на проектную высоту, отмечаются негерметич-
ность обсадных колонн, оставление цементного раствора в ко-'
лонне и др. По некоторым причинам при проводке глубоких
скважин требуется установка цементных мостов. На проведение'
этих работ требуются большие затраты средств и времени, при
этом ухудшаются технико-экономические показатели бурения
скважин, удлиняется цикл строительства скважин.
Основным видом дефектов крепи, особенно наклонно-направ-
ленных скважин, является негерметичность колонн. Так, по Глав-'
Тюменнефтегазу, где в основном бурятся наклонно-направлен-
ные скважины, негерметичность от общего числа спущенных
колонн составляет около 3%. Выявление и устранение этого
брака в работе продолжает оставаться сложной технологической
задачей. Во ВНИИКРнефти, ВНИИТнефти и других институ-
тах проводятся работы по выявлению причин негерметичности'
резьбовых соединений обсадных колонн и разрабатываются ме-
роприятия по их предотвращению. Например, во ВНИИКРнеф-
ти совершенствуется методика довинчивания обсадных колонн'
с устья в наклонно-направленных скважинах. Эта методика ап-
робирована в Мегионском и Нижневартовском УБР. В числе
профилактических мероприятий исключительную важность при-
обретает разработка новых герметизирующих резьбы смазок.
Для ликвидации сквозных дефектов по телу обсадных труб'
начато внедрение перспективного нового вида ремонта путем
установки тонкостенных металлических гофрированных пласты-
рей внутри эксплуатационных колонн, совершенствуется техно-
логия цементирования под давлением и проводятся другие рабо-
ты.
10* Зак. 255
291
О некоторых причинах негерметичности резьбовых
соединений обсадных колонн
Темпы развития бурения особенно в новых нефтяных райо-
нах значительно опережают процесс совершенствования крепле-
ния скважин. Это приводит к тому, что даже в случае некото-
рого снижения процента брака при креплении абсолютное число
осложненных скважин из года в год увеличивается.
Так, в Главтюменнефтегазе число таких скважин увеличилось
с 76 в 1974 г. до 175 в 1979 г. Анализ показывает, что больший-'
ство осложнений связано с негерметичностью обсадных колонн.'
Из 175 скважин Главтюменнефтегаза, находящихся в незавер-
шенном фонде, в 102 отмечена негерметичность эксплуатацион-
ных колонн. Исследование причин негерметичность колонн пока-
зало [33], что в большинстве случаев осложнение связано с не-
герметичностью резьбовых соединений обсадных колонн.
Обычно это объясняют некачественным изготовлением резь-
бовых соединений труб и нарушением технологии сборки обсад-
ных колонн. Однако, кроме этого, существует объективная при-
чина появления флюидопроводящего канала даже в исправных
резьбовых соединениях, сформированных в соответствии с дей-
ствующими правилами.
Большинство применяемых об-
садных труб оснащено треуголь-
ной резьбой по ГОСТ 632—80, и
массовый переход нефтяной про-
мышленности на трубы с резь-
бой другого профиля в ближай-
шее время не ожидается. Однако
треугольный профиль предопре-
деляет появление в резьбе при
нагружении ее осевой нагрузкой
зазора, являющегося, по мнению
авторов [33], основной причиной
негерметичности.
В ненагруженном, завинчен-’
ном без натяга резьбовом сое-
динении имеется зазор только при
вершине резьбы. Площадь попе-
речного сечения этого зазора,
обусловленного геометрическими размерами закруглений вер-
шины и впадины резьбы, мала и с учетом его длины имеет прак-
тически бесконечное гидравлическое сопротивление.
При приложении к резьбовому соединению осевой нагрузки'
между муфтой и трубой возникает контактное давление, перпен-'
дикулярное к боковой поверхности витка резьбы. Радиальная
составляющая этого давления расширяет муфту и сжимает нип-
пель трубы. Это приводит к их взаимному отходу. Труба сколь-
292
a S
Рис. 116. Схема образования за-
зора в резьбовом соединении при
осевом нагружении:
а — форма зазора; б — схема нагру-
жения резьбы
зит по боковой грани витка резьбы муфты, в результате чего у
верхней грани витка резьбы трубы появляется зазор (рис.116),
величина которого определяется по формуле
А = (Ц7Т + Ц7М) sin 30° = 0,5 {W-r + №„), (Х.1)
где WT и №м — соответственно радиальные перемещения средин-
ной поверхности трубы и муфты; WT и IV’M не постоянны по дли-
не. Для круглой оболочки, нагруженной на участке нарезки резь'
бы длиной L радиальной составляющей, распределенной по вит-
кам резьбы осевой нагрузки q(£) (рис. 118,6), перемещение сре-
динной поверхности определяется по формуле из работы [4]
W (г) = j к (2; %) q Q) d L (Х.2)
о
где K(z; g)—радиальное перемещение срединной поверхности
оболочки в сечении z от единичной радиальной силы в сечении
z; g — координаты, отсчитываемые в осевом направлении от
края оболочки.
При определении <?(g) необходимо учитывать коэффициент
трения скольжения боковых граней витков резьбы. Очевидно,
чем он больше, тем меньше радиальная составляющая осевой,
нагрузки и меньше зазор.
Другим фактором, влияющим на величину зазора в резьбо-
вом соединении, является натяг, с которым завинчивают резьбо-
вые соединения обсадных труб. В результате натяга на сопри-
касающихся поверхностях резьбы возникает контактное давле-
ние, которое по мере приложения к резьбовому соединению осе-
вой нагрузки на верхней грани витка трубы будет уменьшаться,
а на нижней — увеличиваться. Зазор на трубе начнет появляться
после достижения осевой нагрузки некоторого значения Qb при
котором происходит компенсация радиального натяга, определя-
емого по формуле из работы [52]
6 = ELhf, (Х.З)
где /Икр — крутящий момент, с которым завинчивается резьбовое
соединение; Е — модуль упругости; h— номинальная толщина
стенки трубы; / — коэффициент трения.
Зазор при этом будет равен:
А = 0,5 (Гт + Wu — 6). (Х.4)
Как показали предварительные проверочные расчеты [33],
при данных натяжениях обсадных колонн в резьбовых соедине-
ниях появляются существенные зазоры, которые могут быть при-
чиной разгерметизации колонны.
30 Для проверке были проведены эксперименты [33]. Резьбовое
соединение 168-мм обсадной трубы было свинчено при Л4нр-17
КНм. В муфте по касательной к ее образующей было выфре-
293
зеровано 16-мм углубление до обнажения профиля резь-
бы. Резьбовое соединение нагружали осевой нагрузкой и через
микроскоп фотографировали зазор.
Таким образом, применяемая в обсадных трубах резьба с
треугольным профилем является объективной причиной образо-
вания флюидопроводящего канала в резьбовом соединении при
осевом нагружении последнего. Исследованиями, выполненными
в работе [33], было показано, что зазор при увеличении натяга
и трения в резьбе уменьшается. Ими же установлено, что макси-
мальный натяг при заданном Л1кр можно обеспечить в случае
минимального трения в резьбе, чему способствует применение
смазок. При этом создаются благоприятные условия для сколь-
жения соприкасающихся поверхностей резьб трубы и муфты
при осевом нагружении соединения.
Довинчивание резьбовых соединений обсадных колонн
с устья наклонных скважин
в
5
а
Одним из методов восстановления герметичности резьбовых
соединений обсадных колонн является довинчивание их с устья
скважины. В промысловой практике из-за отсутствия надежных
средств измерения крутящего момента, сообщаемого верхней
трубе колонны, распространение получил способ контроля пос-
леднего по углу упругого
закручивания труб, выра-
жаемому числом оборотов
верхней трубы.
При определении упру-
гого угла закручивания не-
обходимо принимать во
внимание силы сопротивле-
ния вращению колонны в
скважине. Известная мето-
дика довинчивания обсад-
ных колонн в вертикальных
скважинах не учитывает
силы сопротивления, возни-
Рис. 117. Профиль наклонной скважины кающие вследствие неверти-
кальности ствола скважины
(Ю. Д. Комнатный).
Рассмотрим для примера типовой профиль скважин на место-
рождениях Главтюменнефтегаза (рис. 117). Его можно разде-
лить на три участка: вертикальный глубиной 1В (рис. 117,а); ин-
тервал набора кривизны — от 1В до 1„ (рис. 117,6), наклонный—
от /„ до L (рис. 117,в). Азимут при этом практически постоянный.
Учитывая профиль скважины, можно предположить следующее.
В верхней, вертикальной части скважины, когда на нее при-
ходится растянутая часть колонны, момент, препятствующий вра-
щению последней, отсутствует. Если на этот участок приходится
Г)4
сжатая часть колонны, то вследствие потери устойчивости проис-
ходит ее спиралеобразный изгиб. В результате между трубами и
стенками скважины возникают прижимающие силы, которые
вызывают момент трения, препятствующий вращению колонны.
В интервале набора кривизны и в обсаженной части колонны
вне зависимости от того, растянутая или сжатая ее часть прихо-
дится на эти участки, из-за искривления скважины возникают
прижимающие силы и, как следствие, силы трения при вращении
колонны. Кроме того, если часть колонны сжата между тру-1
бами и стенкой скважины, действуют прижимающие силы, воз-
никающие от спиралеобразного изгиба колонны.
Таким образом, расчетная схема имеет следующий вид: верх-
няя часть колонны при вращении не испытывает моментов еоп-
ротивления со стороны стенок скважины; в нижней части при
вращении действует момент трения, изменяющийся с глубиной.
Если приложить к верхней трубе крутящий момент М, то в
сечении на глубине I возникает крутящий момент Мр
— (Х.5)
где Л4Т( — потери крутящего момента в сечении I на трение.
При спиралеобразном изгибе сжатой части колонны потери
крутящего момента М'х1 на глубине I от сил трения определяют
по формуле, приведенной в работах (Ю. Д. Комнатный, А. М.
Руцкий);
M'Tl = mgR {k (Z — Zc) — th [k (Z —/С)]}М, (Х.6)
где т — вес единицы длины колонны; R — наружный радиус
колонны; k=^tppmg/4EL (здесь <р — коэффициент трения между
колонной и стенками скважины; <р = 0,34-0,35 [18]; р — ради-
альный зазор между колонной и скважиной; EL — жесткость
колонны при изгибе; /с — глубина нейтрального сечения (верх-
ней границы сжатого участка колонны).
Прижимающую силу f, приходящуюся на единицу длины'
интервала набора кривизны, в рассматриваемом случае можно
рассчитать по следующим формулам [1]:
для растянутой колонны
/р = mg [sinа — 2 sin (а/2)] + Рн а/57,3 (/„ — /в); (Х.7)
для сжатой колонны"
/с = mg [2 sin (а/2) —sin а] + Рн а/57,3 (/н — /в), (Х-8)
где а — угол наклона нижней части колонны, Ри — осевая на-’
грузка, действующая в сечении на глубине /н:
Р» = mg (R — I») cos а . (Х.9)
На наклонном участке скважины на единицу длины трубы
действует прижимающая сила fH;
fa = т g sin а . (X-10)
295
Суммарные потери крутящего момента в сечении I вследст-
вие искривления ствола скважины для случая, когда сечение
находится в интервале набора кривизны Л4т/, определяются по
формулам:
для растянутой колонны
ЛД, = 7?Ф/Р (Х.11)
для сжатой колонны
= (/-/в). (Х.12)
Если сечение I находится в наклонном участке, то
к; - 7? ф /н (/ - /н). (Х.13)
Очевидно, потеря крутящего момента от сил сопротивления
в сечении на глубине I определится как сумма моментов:
Л4Т i = Л4Т i Л4Т i MT i, (X. 14)
В зависимости от того, на какой участок приходится нейт-
ральное сечение, часть или все слагаемые формулы (Х.14) об-'
ращаются в ноль.
Угол упругого закручивания в наклонной скважине 0 опре-
деляем по формуле
р = 1,15 (ав — ат), (Х.15)
где ав — угол упругого закручивания в вертикальной скважине
при отсутствии сопротивления; ат — величина, на которую
уменьшается упругий угол закручивания в результате трения о
стенки скважины.
Расчетный угол £ увеличиваем на 15% (по методике
Ю. Д. Комнатного) для того, чтобы учесть непредвиденные фак-
торы, встречающиеся в скважине; ав в оборотах ротора нахо-
дим по формуле
аа = Л4Д2кб/р, (Х.1 6
где G— модуль сдвига; /р — полярный момент инерции сечения
трубы.
Уменьшение угла закручивания элементарного участка dl
под действием сил сопротивления равно:
da? = MTidl/2 - Glp . (Х.17)
Учитывая степень разгрузки на забой, в формулу (Х.17)
подставляем значение М, рассчитанное по формуле (Х.14) пос-
ле подстановки в нее значений, полученных из приведенных
выше формул и некоторых упрощений. После интегрирования от
О до L определяем ат в оборотах ротора по формулам [1]:
а) 0 < /с < 1В ,
а = mSR Г (L~Zc)2 _ In ch \k (L — lc}\
2 л G /„ t 2 Й2
+ а ф Cos а (/„ — /с) (L----Z" t-M + ф Sin a 1; (X. 18)
57,3 < 2 / 2 J
?96
б)
_ _т g R_ ( _ In ch [k (L — lc)\
ат 2 л G lp ( 2 /г2
a <p cos a (ZH — lc)2 h— zh + zc \ , а ф cos a
57?3 Z„ — ZB \ 2 / 57,3
x (ZH-/c) (/с-/в) /л--------------ZB-r/c \ + ф (l + /h)2, sinab, (X.19)
ZB — ZB \ 2 ] 2 J
B) /h < lc < i ,
_ tn g R j (L — Zc)2 In ch [fe (L — Zc) ] а ф cos a
aT^2nGZp l 2 /г2 57,3
X + sina}. (X.2Q)
Перед довинчиванием колонны следует определить глубину,'
до которой можно передать необходимый крутящий момент. . ‘
Чтобы довести расчетный момент Мя до некоторой глубины
/д, к верхней трубе необходимо приложить момент Му, который
превышает расчетный на величину ДМ, равную моменту сопро-
тивления Л4Т( на довинчиваемом участке колонны. Необходимо
учитывать, что момент Л1У не может превышать допускаемого
[М,(р].
Таким образом,
ДМ = [Мкр] —Мд = Мт/. (Х.21)
Для растянутой колонны формула (Х.14) примет вид
Мт/ = WP (Zh — Zb) + (Z —/н) • (Х.22)
Приравнивая выражение (Х.21) к (Х.22), после некоторых
преобразований и упрощений получаем формулу для определе-
ния /д:
/д = ДМ/2 7?ср gsina— 1,1 L + 2,1 /н . (Х.23)
Поставив в эту формулу ЛЛ1 вместо Му, можно определить
глубину, на которой момент, приложенный к верхней трубе, пол-
ностью компенсируется силами сопротивления, и крутящийся
момент в сечении равен нулю.
Для удобства расчета по формуле (Х.23) построена номо-
грамма (рис. 118). Например, если колонна имеет диаметр D=
= 168 мм, толщину стенки 6 = 8 мм, угол наклона нижней ее ча-
сти а=12°, ДЛ1 = 300 Н-м, нижнюю границу интервала набора
кривизны /н=150м, длину неэацементированной части £ =
= 1000 м, то /д = 700 м.
Порядок проведения и контроля процесса довинчивания ко-
лонны следующий.
1. По окончании ОЗЦ необходимо произвести предусмот-
ач7
Ъ^МЗООО 2000 1000
7 8 3 10 S, мм
Рис. 118. Номограмма для расчета глубины скважин, до которой довинчива-
ют резьбовые соединения
ренные геолого-техническим нарядом геофизические работы и
определить длину свободной части колонны.
2. По данным инклинометрии установить профиль скважины.'
3. Выписать меру свободной части колонны по секциям, от-
личающимся толщиной стенки.
4. Затем незацементированную часть колонны разбить на
интервалы — ступени разгрузки, подлежащие последовательному
довинчиванию. Очевидно, что число ступеней должно быть мак-
симально возможным, в идеальном случае равным числу довин-
чиваемых труб колонны. Последнее определяется разрешающей
способностью приборов, контролирующих усилие на крюке.
5. Для каждой ступени разгрузки колонны в зависимости от
/с рассчитывается по одной из формул (X. 18) — (Х.20) ат. За-
тем по формуле (Х.15) определяется 0. Полученные данные сво-
дятся в таблицу. При расчете, если свободная часть колонны
состоит из труб с разной толщиной стенки, берется ее средне-
взвешенная величина.
298
6. Довинчивание следует начинать с полностью растянутой
колонны и, постепенно разгружая по выбранным ступеням, дово-’
дить до полностью разгруженной на забой колонны, после чего пов-
торить довинчивание, натягивая колонну по тем же ступеням
до полностью растянутой колонны. Следует иметь в виду, что
ио мере довинчивания резьбовых соединений вследствие укоро-
чения колонны происходит рост нагрузки, а следовательно,
и смещение вниз нейтрального сечения довинчиваемой колонны.
Поэтому при довинчивании на каждой ступени через каждые
0,5—1 оборот необходимо периодически разгружать колонну,
обеспечивая при этом постоянство показания индикатора веса.
7. Колонну на каждой ступени довинчивают до тех пор, по-
ка при снятии крутящего момента верхняя труба, которая была
повернута на расчетный угол |3, не повернется назад на этот же
угол.
Однако предложенные зависимости для расчета упругого уг-
ла закручивания для вертикальных и наклонных скважин нес-
колько громоздки, что затрудняет оперативное планирование
работ в производственных условиях.
В результате проведенных исследований выявлена возмож-
ность значительного упрощения расчетных схем.
В наклонных и разгруженных участках на обсадную колон-'
ну при довинчивании труб действуют силы сопротивления, на
преодоление которых расходуется часть крутящего момента,
приложенного к верхней трубе. Потери крутящего момента за-
висят от степени искривления ствола, глубины начала и конца
интервала набора кривизны, длины незацементированной части
обсадной колонны.
Расчетная зависимость для определения угла упругого за-
кручивания в скважинах подобного профиля определяется по
формуле (Х.15).
Исследованиями, проведенными А. В. Павлечаком, А. Т. Ко-
шелевым, определена оценка сил сопротивления в скважинах,
пробуренных на месторождениях Главтюменнефтегаза, где дли-
на незацементированной части обсадных колонн в основном не'
превышает 1000 м.
Для этих условий, как показали проверочные расчеты, силы
сопротивления в скважинах малы и ими можно пренебречь.
Это согласуется с работой М. М. Александрова |[1], где пока-
зано, что силы сопротивления в скважине растут с глубиной по
кубическому закону и, следовательно, при малых глубинах
пренебрежительно малы.
Учитывая вышесказанное, угол упругого закручивания р
незацементированной части обсадной колонны можно опреде-
лить по упрощенной формуле •
3 = ЮПМАДтбУр, (Х.24)
где Л4 крутящий момент, приложенный к верхней трубе (ре-
комендуемый для 146—168-мм труб в пределах 0,9—1 кН • м);
299
L—длина незацементированной части колонны, м; G = 8 • 107 —
модуль сдвига для стали, кПа; Jp — полярный момент инерции
поперечного сечения трубы, см4.
Максимальная погрешность при этом не превышает 14%.
Для компенсации погрешности при больших углах искривления
следует из рекомендуемых пределов брать меньшее значение М.
Для практических расчетов при определении угла упруго-
го закручивания незацементированной части колонны на осно-
вании формулы (Х.24) составлена номограмма (см. рис. 119),
на которой направлением стрелок показан порядок пользования
ею на примере конкретной скважины (6 = 8 мм, D= 146 мм; L =
= 800 м; М = 1500 Н м, а — 1,6 оборота).
На первом этапе апробации методики довинчивания колонн
в наклонных скважинах операцию начинали при растянутой неза-
цементированной части ко-
лонны с постепенной раз-
грузкой последней на це-
ментное кольцо. Затем после
полной разгрузки колонну
вновь постепенно растягива-
ли и довинчивали до выбора
веса свободной от цемента
части (А. В. Павлечак).
Однако при оборудова-
нии устья скважины колон-
ну вновь приходилось раз-
гружать на цемент, а после
установки колонной голов-
ки вновь натягивать. Этот
цикл нежелателен, так как
может привести к некоторо-
му расслаблению резьбовых
соединений.
Рис. 119. Номограмма для расчета
угла упругого закручивания
В связи с этим операцию рекомендовано начинать с полно-
стью разгруженной колонны в такой последовательности.
По номограмме (см. рис. 119) определяют угол упругого за-
кручивания. При расчете, если свободная часть колонны состоит
из труб равной толщины стенки, берут ее средневзвешенное по
длине значение (А. Т. Кошелев, А. В. Павлечак).
Постепенно натягивая колонну по ступеням, проводят довин-
чивание до тех пор, пока незацементированная часть колонны
будет полностью растянута, после чего повторяют довинчивание.,
разгружая колонну по тем же ступеням до полностью сжатой
колонны. Число ступеней выбирают по возможности большим
для того, чтобы максимально довинтить каждое соединение.
Следует иметь в виду, что по мере довинчивания резьбовых сое-
динений вследствие укорочения колонны растет нагрузка, а
следовательно, и смещается вниз нейтральное сечение довинчи-
300
ваемой колонны. Поэтому на каждой ступени, через каждые
0,5—I оборот, необходимо разгружать колонну, обеспечивая по-
стоянство показания индикатора веса. При определении длины
разгруженной части колонны нагрузку на крюке считают рав-
ной весу в воздухе растянутой части колонны.
Довинчивание колонны на каждой ступени проводят до тех'
пор, пока при снятии крутящего момента верхняя труба, по-
вернутая на расчетный угол р, не вернется назад на этот же угол.
Оборудуют устье скважины, после чего производят натяжку
и посадку колонны на колонную головку.
Ремонт обсадных колонн стальными гофрированными
пластырями
Герметичность обсадных колонн является одним из наибо-
лее актуальных вопросов при строительстве наклонно-направ-
ленных нефтяных и газовых скважин.
С целью восстановления герметичности обсадных колонн как
в вертикальных, так и в наклонно-направленных скважинах из
многообразия существующих способов широкое распространение
получили цементирование, замена колонн и спуск потайных
колонн.
При повторном цементировании качество восстановления
герметичности остается низким вследствие невозможности обес-
печить полное заполнение затрубного пространства тампонаж-
ным раствором, спуск потайных колонн значительно уменьшает
сечение колонн, при замене колонн возможны аварии и ослож-
нения. Все это требует больших материальных и трудовых зат-
рат на ремонтно-изоляционные работы, которые часто оказы-
ваются малоэффективными или безрезультатными.
В зарубежной практике (США, Канада) ремонт обсадных
колонн, кроме указанных способов, осуществляется установ-
кой цилиндрических и гофрированных, металлических и неме-'
таллических пластырей в местах нарушения герметичности. Для'
этого используют специальные устройства, которые позволяют
плотно прижимать пластырь к внутренним стенкам в заданном'
участке ремонтируемой колонны. Широкое применение полу-
чили тонкостенные металлические гофрированные пластыри.
В нашей стране вопросами ремонта колонн методом уста-
новки пластырей в 1969—1973 гг. занимались ВНИИТнефть,
Туркменнипинефть, Татнипинефть. В последние годы теоретиче-
ские и экспериментальные работы в этом направлении прово-'
дятся во ВНИИКРнефти.
ВНИИКРнефтью разрабатывается метод ремонта обсад-
ных колонн стальными гофрированными пластырями. Он пред-
назначен для постоянного или временного перекрытия перфора-
ционных отверстий и для ликвидации негерметичности обсад-
301
ных колонн, например, в виде трещины, местной сквозной кор-
розии или негерметичной муфты.
Метод может быть также применен для упрочнения изног
шенных или корродированных участков колонны.
Сущность метода заключается в том, что продольно-гофри-
рованная для свободного прохождения в обсадной колонне тон-
костенная стальная труба длиной до 12 м спускается в скважи-
ну и расширяется дорнирующим устройством до полного кон-
такта со стенками обсадной колонны в месте повреждения. Для
заполнения неровностей между стенками обсадной колон-
ны и пластырем с целью герметизации контакта, а также для
изоляции металла пластыря от металла обсадной колонны во
избежание возникновения электролитической коррозии гофри-'
рованная труба покрывается снаружи герметиком. Наружный
периметр трубы берется большим, чем внутренний периметр
ремонтируемой обсадной колонны на участке негерметичности,
поэтому после расширения стенки пластыря оказываются в сжа-
том состоянии, а стенки обсадной трубы — в растянутом. Воз-
никающие при этом контактные давления и наличие между
стенками герметика обеспечивают герметичность при воздейст-
вии как внутреннего, так и наружного избыточного давления.
Степень восстановления прочности обсадных колонн зависит от
размеров повреждения. При установке пластыря на перфориро-
ванный участок и при изоляции отверстия размером до 25 мм
прочность обсадной колонны восстанавливается полностью.
Помимо, высокой эффективности метод имеет и ряд других
преимуществ перед традиционными методами ремонта.
Процесс установки пластыря длится не более 2 ч, а после
извлечения дорнирующего устройства на поверхность можно
немедленно приступать к опрессовке колонны и возобновлению
эксплуатации скважины. Диаметр колонны в месте установки
пластыря уменьшается всего на 4—7 мм, что не мешает нормаль-
ному прохождению глубинного оборудования при эксплуатации
и ремонте скважин и позволяет устанавливать пластыри ниже
ранее установленных. Кроме того, резко повышается надежность
ремонта скважин по сравнению с традиционными методами ре-
монта, при которых нередко происходит повторная потеря гер-
метичности во время эксплуатации.
В процессе ремонта обсадных колонн этим методом очень'
важное место занимает определение точного местонахождения
повреждения. С этой целью данные геофизических исследова-
ний обязательно уточняются методом поинтервальной опрес-
совки колонны с помощью пакера. Внутренняя поверхность об-
садной колонны в месте установки пластыря должна быть очищена
от глинистой корки, окалины и т. п. Эта операция выполня-
ется скребками. Окончательно место, размер и характер повреж-
дения уточняются с помощью гидравлической боковой печати,
которая раздувается внутренним избыточным давлением до плот-
302
ного контакта наружного пластичного слоя печати со стенками
скважины, вследствие чего очертания повреждения четко отпе-
чатываются на пластичном слое.
Таким образом, для подготовки места повреждения и устано-
вки пластыря необходимы четыре спуско-подъемные операции.
Новый метод ремонта прошел приемочные испытания на про-
мыслах Краснодарского края, Татарии и Тюмени. Ряд скважин
был возвращен в строй действующих после безуспешных попыток
их ремонта обычными методами. Ниже приводится описание ра-
бот на скважинах, успешно отремонтированных новым методом.'
На скв. 6116 объединения Татнефть на борьбу с поглощени-
ем в 146-мм эксплуатационной колонне на глубине 1549 м, где
произошло ее нарушение, было затрачено 2947 ч, произведено
19 заливок, в том числе две заливки с гипаном, три — с летек-1
сом, пять — с ГТМ-3, две — с ТСД-9 и одна с отвердевающим
глинистым раствором.
На изоляционные работы было затрачено 353 т цемента, 230 т
кварцевого песка и 153 т барита. Все работы дали отрица-
тельный результат. В связи с этим было решено применить но-
вый метод ремонта с помощью установки металлического плас-
тыря. За 24 ч с помощью комплекса устройств ДОРН-1, печати
ПГ-146-1 и гидроскребка типа ИК-1 обсадная колонна была
отремонтирована и успешно опрессована на 10,0 МПа.
В 1976 г. на скв. 9 Ново-Минская после спуска эксплуатаци-
онной обсадной колонны диаметром 146 мм и толщиной стенки
10 мм из-за некачественного цементирования наблюдались зако-
лонные газопроявления. Для их ликвидации на глубине 485,5 м
были перфорированы пять технологических отверстий, через
которые в затрубное пространство закачан цементный раствор.'
Тем самым заколонные газопроявления удалось ликвидировать,
но эксплуатационная колонна оказалась негерметичной в месте
перфорации.
После проведения подготовительных работ в интервале пер-
форации был установлен металлический пластырь длиной 8,2 м'
с помощью дорнирующего устройства Д146-1. Работы в сква-;
жине осуществлялись на колонне насосно-компрессорных труб'
диаметром 73 мм; для нагнетания рабочей жидкости исполь-
зовался цементировочный агрегат ЦА-320. Опрессовка колонны
давлением 16,0 МПа в течение 30 мин и снижение жидкости в
скважине показали, что была достигнута необходимая герметич-
ность. Экономический эффект по сравнению с таким видом изо-
ляционных работ, как спуск дополнительной сварной колонны
диаметром 114 мм, проводимых на аналогичных скважинах,
составил при этом 17,7 тысь руб.
В 1978 г. на скв.121 Анастасиевская при выявлении причины
негерметичности боковой гидравлической печати в эксплуатаци-
онной колонне диаметром 168 мм и толщиной 10 мм была об-'
303
наружена продольная трещина сложной конфигурации длиной
1100 м на глубине 770 м.
По предварительному плану работ НГДУ предлагался спуск'
обсадной колонны диаметром 114 мм с последующим ее цемен-
тированием.
Скв. 121 была отремонтирована путем установки в интервале
негерметичности эксплуатационной юбсндной колонны метал-
лического пластыря длиной 5,2 м с помощью дорнирующего
устройства Д168-1. Колонна опрессована водой на 15,0 МПа,
снижения давления при этом не наблюдалось. Экономический
эффект от применения нового способа ремонта на скв. 121 Ана-
стасиевская доставил 10 тыс. руб.
В том же году была отремонтирована скв. 71 Абузы. Сква-
жина пробурена в 1951 г. и обсажена эксплуатационной колон-
ной диаметром 168 мм и толщиной стенки 7 мм. В процессе
эксплуатации колонна неоднократно нарушалась в нижней части,
поэтому производились зарезка и забуривание четырех новых
стволов для спуска хвостовиков диаметром 114 мм. В 1978 г. ко-
лонна диаметром 168 мм была нарушена на глубине 42,6 м. С
помощью боковой гидравлической печати ПГ-168-1 на этой глу-
бине обнаружена продольная трещина в обсадной трубе длиной
350 мм. Колонна отремонтирована с помощью дорнирующего
устройства Д168-1 путем установки металлического пластыря
длиной 5,2 м в интервале негерметичности. Колонна опрессова-
на давлением 5,0 МПа, снижения давления не наблюдалось.
(Экономический эффект от применения комплекса устройств
для установки металлических пластырей составил на этой сква-
жине 6 тыс. руб.
На скв. 520 Ахтырско-Бугундырская в эксплуатационной ко-
лонне диаметром 168 мм и толщиной стенки 9 мм была обна-
ружена продольная трещина длиной 530 мм на глубине 9,5 м.
В месте нарушения был установлен металлический пластырь
с помощью дорнирующего устройства Д168-1, колонна оп-
рессована давлением 8,0 МПа, падения давления не наблюда-
лось. Экономический эффект составил при этом 2,8 тыс. руб.
Технико-экономические показатели ремонта скважин по, восста-
новлению герметичности с помощью металлического пластыря
приведены в табл. 44.
Из табл. 44 видно, что новый метод ремонта сократил за-
траты в среднем на 70—75% по сравнению с ремонтом скважин
цементированием, спуском дополнительных колонн или другими
методами.
Характерна для нового метода большая экономия времени
пребывания бригады на скважине. На скважинах, приведенных
в табл. 44, работы были выполнены в 4—14 раз быстрее, чем
аналогичные ремонты, осуществленные традиционными способа-
ми. В районах, где недостаточно бригад по капитальному ре-
монту, внедрение метода позволит, кроме экономии материаль-
S04
Таблица 44
Технико-экономические показатели ремонта скважин по восстановлению
герметичности с помощью металлического пластыря
Номер скважины Диаметр эксплуата- ционной колонны, мм 1 Глубина нарушения колонны, мм Характер нарушения колонны Время, затраченное на ремонт скважины с помощью металли- ческого пластыря, ч Затраты на ремонт базовой скважины, тыс. руб. Время, затраченное на ремонт базовом скважины, ч Затраты на ремонт скважин с помощью металлического плас- тыря, тыс. руб. 1 Экономический эф- 1 фект, тыс. руб.
9 Ново-Мин- ская 146 X 10 485,5 Перфора- ция 54,45 26,87 789,5 9,19 17,68
121 Анастаси- евская 168x9 770 Трещина 41 12,69 150 2 ,03 10,06
71 Абузы 168x7 42,6 » 26 6,72 296 0,95 5,77
520 Ахтырско- Бугундырская 168x9 9,5 » 21 3,98 84 1,16 2,82
ных средств, значительно ускорить ввод скважин в эксплуата-
цию и увеличить производительность бригад.
В ходе промышленных испытаний в отдельных скважинах бы-
ли получены отрицательные результаты.
В июле 1979 г. на скв. 1679 УРБ № 1 объединения Юганск-
нефтегаз сделана первая попытка ремонта обсадной колонны с
помощью стального пластыря. В обсадной колонне диаметром
146 мм и толщиной стенки 7 мм для ликвидации негерметично-
сти ранее было сделано 14 безуспешных заливок цементного
раствора.
При подготовке скважины к ремонту стальными пластырями
стенки колонны очистили от цементной корки. Для этой цели
интервал негерметичности был проработан расширителем и ме-
ханическими скребками, установленными на турбобуре. С по-
мощью пакера ПШ-500 и гидравлической печати ПГ-146-1
после нескольких спусков в скважину выявили форму наруше-
ния колонны— продольную узкую трещину длиной 4700 мм и
шириной до 3 мм с центром на глубине 559,3 м.
Так как все пластыри, доставленные в объединение, имели
длину 5200 мм, для ремонта скважины решили произвести свар-
ку двух гофрированных пластырей в стык. Работы по спуску в
скважину и расширению сдвоенного сварного пластыря выпол-
нены впервые и прошли нормально. После ремонта поглощение
жидкости скважиной резко сократилось, однако необходимой
герметичности достигнуть не удалось.
Для окончательного ремонта в скважину была спущена и
зацементирована сварная колонна диаметром 127 мм.
В декабре 1979 г. работы были продолжены на скв. 598, куст
3. Южно-Сургутского месторождения. В обсадной колонне диа-'
305
метром 146 мм и толщиной стенки 7 мм интервал негерметич-
ности определен термометрированием, а затем уточнен с по-
мощью пакера типа ПШ-500 и гидравлической печати ПГ-146-1.
В результате исследований получен отпечаток в виде серпови-
дной трещины длиной 90 мм с максимальной шириной 11 мм на
глубине 1338 м.
После очистки гидромеханическим скребком место наруше-
ния было перекрыто пластырем длиной 5200 мм. В результате
установки пластыря поглощение резко сократилось — уровень
жидкости в скважине поднялся до устья. Однако герметичность
колонны достигнута не была. Устройство было поднято с одним’
поломанным сектором на дорнирующей головке. Для повторно-
го прижатия пластыря в скважину спустили отдельную дорни -
рующую головку. Это мероприятие положительных результатов'
не дало. Работа с помощью дорнирующей головки проходила с
затяжками. После извлечения инструмента оказалось, что два ее
сектора поломаны. Таким образом, установкой пластыря пол-
ностью восстановить герметичность колонны не удалось. Для
продолжения эксплуатации нагнетательной скважины в нее спу-
щена колонна НКТ с пакером, установленным ниже интервала
негерметичности.
С целью выявления причин негерметичности установки пла-
стырей в двух скважинах объединения Юганскнефтегаз на
стенде ВНИИКРнефти была проведена серия экспериментов!
Эксперименты показали, что основная причина — недостаточно'
полное расширение пластыря жестким конусом дорнирующей
головки в колонне с толщиной стенки 7 мм. Для устранения это-
го недостатка был разработан и изготовлен конус новой кон-
струкции. В марте 1980 г. работы на скважинах объединения
Юганскнефтегаз были продолжены.
На скв. 752 Усть-Балыкского месторождения в колонне диа-
метром 146 мм и толщиной стенки 8 мм при переводе на нагне-
тание была обнаружена негерметичность. Пакером ПШ-500
определен интервал негерметичности на участке 1010—1012 м.'
Вид нарушения — серповидная щель с выходом трещины до'
муфтового соединения — был получен с помощью гидравличес-
кой печати ПГ-146-1. Четкого отпечатка получить не удалось из-
за разрушения гидравлического баллона печати. Уточненная
глубина центра нарушения — 1011 м. После очистки места на-
рушения гидромеханическим скребком установили пластырь
длиной 5200 мм. Опрессовка давлением на 15,0 МПа подтверди-
ла герметичность колонны после ремонта.
На эксплуатационной скв. 552, 79 куст Солкинского место-
рождения место негерметичности установлено пакером ПП1-
500 в интервале 1128—1131 м. Эксплуатационная обсадная ко-
лонна диаметром 146 мм и толщиной стенки 7 мм спущена на'
глубину 2189 м.
Для уточнения места и определения характера нарушения
306
гидропечать ПГ-146-1 спускалась дважды—до и после обработ-
ки участка негерметичности механическим скребком. Однако
из-за низкого качества резиновых баллонов печати — разруше-
ния при создании давления — ясных отпечатков получить не уда-
лось. Приблизительный характер нарушения — серповидная
трещина с центром на глубине 1129,5 м. Участок нарушения был
перекрыт металлическим пластырем. Опрессовка колонны без
подъема инструмента показала, что ликвидировать негерметич-
ность не удалось.
При подъеме труб обнаружили ошибку в мере инструмента,
допущенную при замене части НКТ. Фактически пластырь был
установлен в скважине с расположением верхнего торца на глу-
бине 1134,8 м. Повторная опрессовка колонны пакером ПШ-'
500 позволила определить интервал (негерметичности: с глу-
бины 1133,4 м до верхнего торца пластыря. Было принято ре-'
шение об установке второго пластыря в стыке к ранее установ-
ленному. Такой вид работ выполнен впервые и потребовал раз-
работки специальной технологии, обеспечившей плотную стыков-
ку двух пластырей. Установка пластыря прошла успешно —
при опрессовке давлением на 10,0 МПа колонна оказалась гер-:
метичной.
При проведении промышленных испытаний гофрированный
тонкостенный металлический пластырь при восстановлении гер-'
метичности обсадных колонн был установлен в 15 скважинах,
из которых в девяти скважинах ремонт прошел с положитель-
ным результатом.
Низкий пока процент успешности объясняется наличием де-
фектов в дорнпрующих устройствах первой конструкции.
Глава XI. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
В НАКЛОННЫХ СКВАЖИНАХ [14]
Повышение качества мостов и эффективности работ по их
установке является неотъемлемой частью дальнейшего совер-
шенствования закачивания скважин, в том числе и наклонных.
Качеством мостов, их долговечностью определяется надежность
охраны недр и окружающей среды.
Вместе с тем промысловые данные свидетельствуют, что
еще часты случаи установки низкопрочных и негерметичных
мостов, преждевременного схватывания цементного раствора,
прихвата колонны труб и т. д. При этом указанные аварии обус-
ловлены как свойствами применяемых цементных материалов,
так и спецификой работ по установке мостов.
Во ВНИИКРнефти разработана методика расчета операции
по установке мостов [14], содержащая рекомендации по опреде-'
лению высоты моста и обеспечению доставки в проектный ин-
тервал скважины цементного раствора исходного состава. По-'
вышение качества мостов наклонных скважин может быть до-
стигнуто только при комплексном учете всех взаимодействую-
щих факторов.
Несущая способность мостов в значительной мере зависит
от их высоты, наличия, состояния и толщины слоя глинистого'
раствора и его корки на стенке скважины. Наличие кривизны
способствует возникновению зон невытесненного бурового раст-
вора. Слой глинистого раствора толщиной 1—2 мм на стенке
колонны приводит к уменьшению напряжений сдвига до 0,01—'
0,02 МПа и увеличению необходимой высоты моста до 180—250 м.
В связи с этим высоту моста следует рассчитывать по формуле
(XI.1)
л Dc [ тм ]
где QM — осевая нагрузка на мост, обусловливаемая как пере-
падом давления, так и разгрузкой колонны труб или испытателя
пластов; Dc —диаметр скважины; [тм] —удельная несущая спо-
собность моста; ее величина определяется как адгезионными
свойствами тампонажного материала, так и способом установки
моста. ।
Герметичность моста также определяется его высотой и со-
стоянием контактной зоны. При наличии между колонной и це-
ментным камнем глинистой корки с напряжением сдвига
(46—68) • 10~4 МПа и толщиной от 3 до 12 мм градиент давле-
ния прорыва воды составляет, по данным А. А. Гайворонского,'
соответственно 1,8—0,6 МПа на 1 м. При наличии на корке
пленки нефти давление еще больше уменьшается. Отсутствие
прослойки глинистого раствора между стенкой трубы и цемен-
308
тным камнем приводит к тому, что прорыв воды происходит при'
градиенте давления свыше 7,0 МПа на 1 м (И. В. Назаров).'
Следовательно, герметичность моста в значительной мере зави-
сит от условий и способа его установки. В связи с этим высоту
цементного моста следует также определять из уравнения
Ям>Яо = ^т, (XI.2)
[Л р]
где /?м — максимальная величина перепада давления, действую-
щего на мост при его эксплуатации; [Др] —допустимый гради-
ент давления прорыва флюида по контактной зоне между стен-
кой скважины и мостом; его величина также определяется в
основном способом установки моста и применяемым тампонаж-
ным материалом.
Ориентировочные значения [тм] и [Др] при установке мо-
стов через заливочную колонну с применением цементного раст-
вора в зависимости от технологических мероприятий приведены
в табл. 45.
Таблица 45
Условия и технологические мероприятия установки мос-
та с применением портландцемента
[Л/7], МПа
на 1 м
[тм], МПа
В обсаженной скважине
С применением скребков и моющих буферных жидкостей ' 5,0 1„0О
С применением моющих буферных жидкостей 2,0 0,50
Без скребков и буферных жидкостей 1,0 ft,05
В необсаженной с к в а г С применением скребков и моющих буферных кине 20 0,5
жидкостей С применением абразивных буферных жидкостей 10 0i,2
С применением неабразивных буферных жидко- 10 0,05
стей Без буферных жидкостей 5 0,01
Из значений высоты мостов, определенных по формулам
(XI. 1) и (XI.2), выбирается большее.
Мосты должны быть достаточно прочными. Практика работ1
показывает, что если при испытании на прочность мост не
разрушается при создании на него удельной осевой нагрузки
30—60 кгс/см2 и одновременной промывке, то его прочностные
свойства удовлетворяют условиям как забуривания нового ство-
ла, так нагружения колонной труб или испытателем пластов.
При установке мостов для забуривания нового ствола с
целью формирования наклонного участка к ним предъявляется'
дополнительное требование по высоте. Это обусловлено тем,'
что часть моста Hi должна обеспечивать забуривание нового
ствола с допустимой интенсивностью искривления, а остающаяся
309
часть Но — надежную изоляцию старого ствола.
Нм = Нг + HQ = V2, (X1.3)
где Rc — радиус искривления ствола.
Опыт бурения и эксплуатации скважин показывает, что оп-
тимальная величина интенсивности искривления ствола состав-
ляет 1° на 10 м, что соответствует радиусу искривления 573 м.
Величина Но определяется из условий (XI. 1) и (XI.2).
Основным способом установки цементных мостов является
способ, предусматривающий закачивание цементного раствора в
проектный интервал скважины по колонне труб, спущенной на
глубину нижней отметки моста, с последующим подъемом ее
из зоны цемента (в случае наклонной скважины принимается
фактическая длина колонны). Как правило, работы проводят
без разделительных пробок и средств контроля за их движени-
ем, контроль же за процессом осуществляется по объему про-
давочной жидкости, рассчитываемому из условия равенства
уравнений цементного раствора в колонне труб и кольцевом
пространстве, а объем цементного раствора принимают равным
объему скважины в интервале моста.
Анализ промысловых материалов показывает, что данный
способ установки мостов еще малоэффективен.
Установка моста является трудоемкой и дорогостоящей опе-
рацией. Так, в среднем по трем объединениям Краснодарнефте-’
газ, Грознефть и Белоруснефть стоимость установки моста и за-
буривания нового ствола составила 26,6 тыс. руб. при продолжи-
тельности работ 31,8 сут, в том числе затраты и время, связан-
ные с браком работ, соответственно 12,4 тыс. руб. и 14,8 сут.
Повышение эффективности работ за счет совершенствования
техники и технологии установки мостов позволит значительно
сократить эти затраты.
Выбор тампонажных материалов
Тампонажные материалы для установки мостов должны
выбирать исходя из требований, предъявляемых к данному мос-
ту, а также специфических особенностей работ по его установке.
При установке мостов, как и при цементировании обсадных
колонн, принято, чтобы сроки начала схватывания цементного
раствора (при больших глубинах и температурах — время загу-
стевания) превышали в условиях скважинных температур и дав-
ления продолжительность работ по установке моста не менее
чем на 25%, при этом свойства цементного камня должны со-
ответствовать требованиям ГОСТа или ТУ.
Поэтому при выборе рецептуры раствора для установки мос-
та в глубоких скважинах необходимо проведение исследований
на консистометре по программе, имитирующей процесс уста-
новки моста не только по времени, давлению и температуре, но
310
и по характеру проводимых работ. Программа исследования
представлена в табл. 46, при этом время загустевания цемент-
ного раствора Тзаг должно соответствовать условию
Лаг > 7\ + Т2 + Т3 + Т + 1,5 (Т4 + Т5 + Тв) + 1,2 Т7, (XI.4)
где 7], Т2, Т3 — затраты времени соответственно на приготовле-
Таблица 46
Условия исследований на консистометре Продолжительность исследования
Температура t оп Давление Р оп Вращение мешалки
Нагрев от комнат- ной температуры ^дин ^дин ^оп ^ст То же Повышение давле- НИЯ ДО Рдим Рет <Сроп<^Рдин То же Вращается Не вращается Вращается ТЛТ^+Тз 1,5(T4+T5+TS) 1,2 Т7
Примечание. ^дИН и /ст —динамическая и статическая температуры в интер-
вале установки моста; Р„и<. и р— динамическое и статическое давления в скважине.
J ДИН СI
ние, закачивание и продавливание цементного раствора в сква-
жину; 74, Т5, 76 — затраты времени на подъем колонны труб до
глубины срезки, герметизацию устья и подготовку к срезке мос-
та; Т7 — затраты времени на срезку моста.
При установке мостов в глубоких скважинах по указанной
программе также необходимо проводить исследования смесей
цементного раствора и контактирующих с ним жидкостей, взя-
тых в соотношении 3:1, 1:1 и 1:3.
Другой, не менее важный фактор — выбор и реализация такой
рецептуры при приготовлении цементного раствора, ^которая
обеспечит необходимую концентрацию химических реагентов в
жидкости затворения и водоцементного отношения. Поэтому ко-
личество используемых материалов должно определяться соот-
ветствующими методами: жидкие — объемным, сухие — мас-
совым с необходимой точностью. Поскольку в процессе пригото-
вления возможно насыщение раствора воздухом, то контроль
только по плотности не может быть достаточным. Поэтому при-
готовлять весь объем раствора следует в осреднительной емко-
сти, осуществляя контроль за его качеством по общему расходу
жидкости затворения и цемента. Схема приготовления должна
предусматривать возможность дополнительного ввода в раствор
какого-либо компонента. Необходимое условие качественного
цементирования наклонных скважин — повышение седимента-'
ционной устойчивости тампонажного раствора с целью предупре-
ждения возможного образования каналов по массе цементного
моста.
Однако приготовление цементного раствора необходимой
консистенции не обеспечивает установку качественного моста.
Исследования показывают, что существенное влияние на исход1
работ оказывают и другие факторы.
311
Оценка значимости факторов при установке мостов при
помощи последовательной диагностической процедуры1
Установка цементных мостов — многофакторный процесс,'
в связи с чем качество моста зависит от совокупности различных
факторов, как управляемых, так и неуправляемых. Многообра-
зие факторов обусловливает стохастическую природу результа-
та работ. Поэтому особенно важной становится задача распоз-
навания образов операций с успешным и неуспешным исходом.’
Задача может быть решена посредством последовательной
диагностической процедуры.
Таблица 47
Факторы Значение фактора Число операций дк
успешных неуспсш ных
Глубина нижней грани- <1000 5 4 0,51
цы моста Х[, м 1001—2000 14 11 0.59
2001—3000 25 23 —0(,08
3001—4000 12 9 0,80
>4000 5 8 —,2,50
Проектная высота моста 40—70 10 9 0,00
Xj, М 71-1100 22 14 1,50
101—130 10 7 1.10
131 — 160 ,11 14 — 1,50
>160 8 И -, 1,,80
Стратиграфический раз- Миоцен 17 14 0,39
рез Х3 Майкоп 19 15 0,57
Эоцен 4 2 2,56
Палеоцен 5 6 — 1,25
Мел 12 16 —1,71
Юра 3 1 4,31
Триас 1 1 —0,46
Зенитный угол ствола в 0,0—2 5 3 2,22
интервале установки мое- 2,1—4 9 8 0,51
та Xt, градус 4,1—6 4 5 —0,97 1,46
6,1--8 7 5
8,1—10 4 5 —0,97
>10 4 7 —3,02
Диаметр долота Х5, мм ,140 161 3 2 7 1 — 4,14 2,55
190 5 7 —1,92
214 10 8 0.5!
243, 11 10 —0,04
269 3 2 1.30
295 14 10 1?00
320 5 4 0,51
394 5 3 1,76
445 3> 3 —0,46
Диаметр труб в зоне ус- 73—89 8 10 —1,42
тановки моста Х6, мм 114, 6 11 —3.09
141 47 34 0,95
312
П родолжение табл. 47
Фактор ы Значение фактора Число операций ДК
успешных | неуспешных
Плотность глинистого 1,20—1,40, 18 15 1 0,33
раствора Aj, г,/см3 1,41—,1,60 14 16 —1,04
1,61 — 1,80 9 10 —0,91
1,81—2,00 8 5 1,58
2.01—2,18 12 9 0i,79
Тип цемента Хя Цемент 17 14 0,38
ЦИС 39 38 —0.34
ШПС 5 3 1,76
Разность плотностей там- <0,00 9 5 1,84
понажного и бурового 0,00—0,15 12 7 1,63
раствора АД г/см2 0,16—0,30 0,31— 0.45 ft и 9 15 —11.22 —2,05
0,46—0,60 9 7 0,37
>0,60 12 9. 0.54
Объем цементного раст- < 5,1 9 19 —З.«а
вора Ajo, м3 5,1 —10,0 10,1 — 15,0 28 18 21 10 0,/9 2,10
> 15,0 6 5 0,33
Отношение объема це- 0.08—0,20 14 22 —2,47
ментного раствора к внутреннему объему за- ливочной КОЛОННЫ АД 0,21—0,32. 0,33—0,44 0,45—0,56 13 13 9 9 7 7 1,14 2 24 о’дз
>0,56 12 10 0.33
Относительное превыше- 0,0—3.0 1 17 -.13,18
ние внутреннего объема заливочной колонны над 3,1 —15,0 5,1—7,0 16 17 7 6 2,71 3,64
объемом продавочной жидкости 7,1—9,0 >9,0 11 15 9 10 0,00 0,87
1Д — 14
Х1, - -1-— юо %
1Д
Скорость подъема це- <0.30 9 7 0„28
ментного раствора Х,з, 0,31—ОДО 23 10 2,80
м/с 0,61—0,80 2 13 —8,94
0 81 —1.00 7 9 —1,89
1,01—1,20 5 3 1,41
>1.20 7 2 5,21
Время ОЗЦ Х14, сут <2 1 12 —11,52
3 18 14 0,36
4 17 8 2,54
5 5 1 6,26
>5 17 14 0,11
Способ забуривания Х^, Турбинный 47 18 1,07
Роторный 14 12 —2,43
Буферная жидкость Aj6 Г"ТЪ 12 4 4.32
Нет 49 51 —0,63
Диагностический коэф- фициент, учитывающий 61 55 0,45
резкую априорную веро- ятность успешного и не-
успешного исхода работ, ДК0 1
Исследования выполнены совместно с С. Н. Хлебниковым.
313
Таблица 48
Факторы Условия установки мостов
наиболее благоприятные наименее благоприятные
Значения факторов дк Значения факторов дк
Неуправляемые факторы
Глубина установки мос- 3001—4000 0,80 >4000 —2,50
та Хь м Отклонения Х3 Юра 4,31 Мел -1,71
Кривизна ствола Xt, гра- дус 0—2 2 22, >10 —3,02
Номинальный диаметр 161 2,55 140 —4,14
скважины Х5, мм Плотность глинистого 1,81 —2,00 1,58 1,41—1,60 — 1,04
раствора Ху, г/см’ Способ забуривания Х]5 Турбинный 1,07 Роторный —2,43
ДКо — ,0,45 — 0,45
Управляемые факторы
Проектная высота моста 71,-100 1,50 >160 — 1,80
Х2, м Диаметр труб в интерва- ле моста Хе, мм
141 0,95 114 —3,09
Тип цемента Х8 ШПС 1,76 ЦПС —0,34
Разность плотностей це- ментного и глинистого растворов Х9, г/см3 <0 1,84 0,31—0,45 —2,05
Объем цементного рас- твора X|Q, м3 10,1 — 15,0 2,10 <5.0 —3,69
Отношение объема це- ментного раствора к внутреннему объему за- ливочной колонны А'и, м 0,33—0,44 2,24 <0,20 —<2,47
Превышение внутреннего объема заливочной ко- лонны над объемом про- давочной ЖИДКОСТИ Х12, % 5,1-7,0 3,64 <3,0 —13(1>8
Скорость восходящего потока при продавлива- нии Х13, м/с Продолжительность ОЗЦ Хн, сут Применение в качестве буферной жидкости во- ды Х16 >1,20 5,21 0,61—0,80 —8,94
5 6,26 <2 —.11,52
Да 4,32 Нет —0,57
Для определения информативности и значимости факторов
при установке цементных мостов в необсаженных скважинах
диагностическому исследованию были подвергнуты 117 опера-
ций по установке мостов для забуривания нового ствола (для
формирования наклонного участка), проведенных в объедине-
ниях Грознефть и Краснодарнефтегаз в условиях отсутствия
314
поглощений, проявлений, больших каверн, без применения раз-
делительных пробок (табл. 47). Операции считались успеш-
ными в случае забуривания нового ствола в интервале моста
(62 операции, т. е. 53%) и неуспешными, если моста не было,
(25 операций, т. е. 21%) или забуривание оказывалось неудач-
ным вследствие низкой прочности моста (30 операций, т. е.
26%).
В результате анализа составлена таблица с диагностическими
коэффициентами ДК. Этот коэффициент представляет собой уде-
сятеренный десятичный логарифм отношения вероятностей об-
наружения данного значения рассматриваемого фактора в ка-
тегории успешных или неуспешных операций. Значимость фак-
тора определяется модулем диагностического коэффици-
ента, а характер влияния на исход операции — знаком. В
данном случае положительное значение ДК соответствует ус-
пешному исходу, отрицательное — неуспешному. Суммирова-
ние диагностических коэффициентов всех факторов позволяет
отнести рассматриваемую операцию по исходу работ к тому
или иному классу: исход успешный при g(x)^A; исход неус-
пешный при g(x)^B; исход неопределенный при В<Zg(x)
где g(x)—сумма диагностических коэффициентов управляе-
мых и неуправляемых факторов; А и В — пороги распознавания
соответственно успешного и неуспешного исходов работ.
. , „ , 1 — а а
Л = 10 1g —— и в = 10 1g —-•
Здесь аир — ошибки первого и второго рода, под которыми по-
нимаются допустимые вероятности отнесения объекта первого
(с успешным исходом) или второго (с неуспешным исходом)
класса соответственно ко второму или первому классу.
При (а и р, равных 0,05 (пять ошибок на 100 операций), А =
= 13 и В = —13. Если £(Д) = 13, то это значит, что с вероят-
ностью 0,95 операция относится к классу с успешным исходом,
если g(x) = —13, то с топ же вероятностью — к классу с неус-
пешным исходом.
Анализ табл. 47 и 48 показывает, что при установке цемент-
ных мостов в неосложненных условиях (отсутствие поглощений,'
проявлений, каверн) неуправляемые факторы оказывают незначи-
тельное влияние на исход работ. Даже в наиболее неблагопри-
ятных ситуациях за счет выбора соответствующих значений
управляемых факторов можно обеспечить высокую (более 0,95)'
вероятность успешного исхода работ (g(x) = — 16,21+29,82 =
= 13,61). Наиболее значимыми являются следующие управляе-
мые факторы: продолжительность ОЗЦ (ДК от 6,26 до —11,52)
факторы, связанные с объемом цементного раствора и точ-
ностью его продавливания, Х10, Хи и А+ (2 ДК от 7,98 до
—19,34); скорость восходящего потока Хц (ДК от 5,21 до
—8,94).
315
Выбор соответствующих значений каждого из указанных'
факторов может оказать решающее влияние на исход опера-
ции в сторону неудачи. Также существенно влияние и приме-
нение в качестве буферной жидкости воды.
Повышение надежности доставки цементного раствора
в скважину по заливочной колонне
Доставка в интервал установки моста цементного ра-
створа исходного состава — одно из основных условий успеш-
ности работ и в значительной мере предопределяется потерями
цементного раствора на смешение и точностью его продавлива-
ния особенно в наклонных скважинах.
Наиболее эффективным средством предупреждения смеше-
ния и обеспечения необходимой точности продавливания явля-
ется применение самоуплотняющихся разделительных пробок
и средств контроля за их движением. Однако конструкции как
пробок, так и контролирующих устройств недостаточно надеж-
ны, в связи с чем часты случаи отказа, например заклинивание
пробок, отрыв их манжет, отсутствие сигнала о прохождении
пробки через контролирующее устройство.
Поэтому способ установки мостов без разделительных
пробок, с осуществлением контроля по объему продавочной
жидкости продолжает оставаться основным, при этом потери'
цементного раствора на смешение и низкая точность его про-
давливания в большинстве районов не учитываются.
Соответствующий учет указанных факторов позволит су-
щественно повысить технико-экономическую эффективность
работ по установке мостов. Не менее важно также повышение1
надежности разделительных пробок и контролирующих уст-
ройств.
Для определения потерь цементного раствора в процессе
его закачки в интервал установки моста проведены исследова-
ния, заключавшиеся в том, что по заливочной колонне в сква-
жину продавливали, а затем обратной промывкой вытесняли
порцию цементного раствора. Продавливание в скважину осу-
ществляли при условии, чтобы, как и при установке моста, часть
раствора оставалась в заливочной колонне. Заливочные колон-
ны в скважинах не цементировали, разделительные пробки не
применяли. Секундный и суммарный расходы и плотности зака-
чиваемой и вытесняемой жидкостей регистрировались станцией
СКЦ-2М, а также с помощью мерных емкостей и ареометров.'
Скорость движения цементного раствора во время проведения
опытов составляла 1,2—2,5 м/с в заливочной колонне и 0,4—
1,4 м/с в кольцевом пространстве.
Результаты исследований показали следующее. При уста-
новке цементных мостов без разделительных пробок и буфер-
ных жидкостей даже при большом (0,5—0,7 г/см3) превышении
316
плотности цементного раствора над плотностью глинистого по-
тери первого на смешение и образование адгезионного слоя
(пленки) на стенках труб составляют 5—10% от объема про-
давочной жидкости. В случае применения в качестве буферной
жидкости воды эти потери уменьшаются в 2 раза. Величина
потерь значительна и для глубоких скважин нередко превыша-
ет теоретический объем цементного моста. Так, при установке
моста высотой 50 м в скважине диаметром 250 мм с исполь-
зованием 141-мм бурильных труб номинальный объем цемент-
ного раствора доставляет 2,5 м3, а объем продавочной жидч
кости—33,5 м3. Таким образом, если потери раствора составят'
10%, то в интервал установки моста будет доставлен не ис-
ходный раствор, а его смесь с глинистым. В случае наклонных1
скважин слой глинистого раствора неравномерный. Содержа-
ние бурового раствора в объеме смеси с цементным значитель-
но возрастает.
Полученные экспериментальные данные согласуются с ре-
зультатами анализа промысловых исследований с применени-
ем последовательной диагностической процедуры, согласно ко-
торым при отношении объема цементного раствора к внутрен-
нему объему заливочной колонны менее 0,20 диагностический
коэффициент имеет наименьшее значение.
Исходя из приведенных исследований, одно из условий
доставки в проектный интервал скважин исходного цементного
раствора можно написать в виде
Иц = Ны S, + 1% (<% + С2 + С3), (XI.5)
Таблица 49
Коэффициент Бурильные трубы с выса- женными внутрь концами Насоспо-ком прессорные трубы
Тип буфер! ТОЙ жидкости
Вода Отсутствует Вода Отсутствует
Потери цементного раст- вора на стенках труб С, 0,01 0,03 0,0|1
Потери цементного раст- вора в результате сме- шения с соседней жид- костью на I границе С2 0,02 0,04 0,01 0,02
То же, на II границе С3 0,02 0,03 0,01 0,02
Потери буферной жидко- сти при движении по за- ливочной колонне С4 Л02 — 0,02 —
То же, при движении по кольцевому пространству с5 0,40 —1 0,40 —
Зона смешения цемент- ного раствора на каждой границе Сб О„О0 0,20 0,03 0,20
317
где V4 — объем цементного раствора; Яы — высота моста; Sc —
площадь поперечного сечения скважины в интервале моста;
Ci, С2) С3— коэффициенты потерь (табл. 49).
При установке моста с применением в качестве буферной
жидкости воды потери цементного раствора резко снижаются,
также снижаются и объемы зон его смешения.
Проведенный анализ промысловых данных показывает, что
при контролировании процесса продавливания цементного ра-
створа по объему продавочной жидкости успешные операции
характеризуются более значительным превышением внутрен-
него объема заливочной колонны над объемом продавочной жид-
кости. Так (см. табл. 47), из 18 случа-в, когда Х12 было мень-
ше 3%, 17 операций имели неудачный исход, при этом только’
в трех случаях сроки ОЗЦ были меньше 2 сут. Па-видимому,
одной из основных причин неудачного исхода указанных опе-
раций была закачка в интервал моста вместо цементного ра-
створа его смеси с продавочной жидкостью, что и обусловило
низкую прочность цементного камня. В наклонных скважинах
смешивается большее количество бурового раствора.
С целью оценки точности продавливания цементного раство-
ра в скважину по объему продавочной жидкости были про-
анализированы 109 операций по цементированию 146-мм обсад-
ных колонн и 91 операция по цементированию секций обсадных
труб, спущенных на 140-мм бурильных трубах с высаженными’
внутрь концами. Все операции были проведены с применением
манжетных разделительных пробок. В обсадных колоннах были'
установлены кольца-стоп, а в бурильных трубах — подвесные
пробки на срезных штифтах. В качестве продавочной жидкости’
использовали глинистые растворы плотностью 1,2—2,0 г/см3.
Полигоны распределения частот операций в зависимости от
соотношения ДУ0, расчетного V’r, и фактического Уф объемов
продавочной жидкости представлены на рис. 120-.
Avfl = —7— 100 '<> -
vp
При этом положительные значения характеризуют «перекач-
ку», а отрицательные — «недокачку». Расчетные объемы опреде -
ляли по внутреннему объему колонны труб , исходя из номи-
нальных диаметров, без учета сжимаемости продавочной жидко-
сти, фактические — по замерам в мерниках цементировочных
агрегатов.
Оба полигона были исследованы с помощью критерия согла-
сия Пирсона. Установлено, что различия в распределении опе-
раций по цементированию обсадных колонн и секций обсадных
труб не являются случайными, а сами полигоны соответствуют
нормальному закону распределения случайных величин. При
этом при цементировании обсадных колонн фактические объемы
в среднем превышают номинальные на 2,5%, а при цементи-
318
ровании секций обсадных
труб соответствуют друг
другу. Указанные разли-
чия были обусловлены
более высокими (на 10—
12 МПа) давлениями про-
давливания во время цен-
трирования обсадных
колонн и, следовательно,
более значительной сжи-
маемостью продавочной
жидкости. Поскольку ус-
тановка цементных мос-
тов наиболее близка к
цементированию секций
обсадных труб, то выяв-
Рис. 120. Полигоны распределения частоты
операций от AVo1.
а — цементирование секций обсадных труб через
140-мм бурильные трубы; б — цементирование
146-мм обсадных колонн
ленная закономерность
соответствия расчетных и
фактических объемов про-
давочной жидкости друг
другу справедлива и для
них (рис. 120).
Однако анализ полигона
показывает, что в 20% случаев (18
из 91) фактический объем продавочной жидкости отличается
от расчетного на ±3% и более, а в 35% —на +2% и более.
При установке коротких мостов, когда объем зоны цементи-
рования составляет всего 2—3% от объема продавочной жид-
кости, данное обстоятельство, если его соответствующим обра-
зом не учитывать, может быть одной из основных причин низ-‘
кого, качества работ, в том числе и в случаях применения раз-
делительных пробок, но без надежных контролирующих уст-
ройств.
Указанные отклонения обусловлены многими факторами,
учесть которые практически невозможно: отсутствием точных
сведений о внутреннем диаметре труб, недостаточной точностью
мерных емкостей цементировочных агрегатов, различной сжима-
емостью жидкостей, субъективными ошибками операторов и т.д.
Весьма значительным является фактор уменьшения проход-
ного канала заливочной колонны вследствие образования на
ней корки из твердой фазы бурового раствора или цемента.
С целью уточнения данного обстоятельства на ряде скважин
объединения Краснодарнефтегаз Г. А. Ереминым и А. И. Була-
товым были проведены исследования, суть которых заключалась
в установке калиброванных колец в колонне бурильных труб.
По колонне продавливали цементировочные пробки, которые
при прохождении через кольца обусловливали повышение давле-
ния на устье.
Было отмечено, что контроль за процессом установки мостов
319
по объему продавочной жидкости без соответствующих попра-
вок на точность не является достаточно надежным. Для преду-
преждения продавливания в интервал установки моста смеси
цементного раствора с продавочной жидкостью или собственно
продавочной жидкости ее объем следует определять из следую-
щего условия:
УП = УТ (1-ДУ). Д У = -^А + С0Д С1 +с3, (XI.6)
где ДУ — относительное превышение внутреннего объема зали-
вочной колонны над объемом продавочной жидкости; Нм — вы-
сота моста; ST— площадь внутреннего сечения колонны в интер-
вале моста; С\ и Сз — коэффициенты потерь цементного раствора
(см. табл. 49); Со — коэффициент неточности продавливания при
контроле по объему продавочной жидкости, его величина может
быть принята равной 0,01—0,02.
В целях компенсации недоподъема цементного раствора в
кольцевом пространстве коэффициент Со должен быть также уч-
тен и при определении необходимого объема цементного раст-
вора, т. е. вместо (XI.5) будем иметь
Уц = HMS -у 1Т (Со + С] С2 + С3). (XI.7)
Сопоставление результатов промысловых и эксперименталь-
ных исследований свидетельствует об удовлетворительном их
соответствии.
Так, согласно табл. 47, условию наиболее успешного исхода
работ соответствует Xi2y=5,l—7,0% (ДК = 3,64), неудачного—
2С12н^З,0% (ДК =—13,18), величина же ДУ по формуле (XI.6)
для глубоких скважин при установке мостов без буферной жид-
кости составляет 0,07—0,08 (или 7—8%), с применением в каче-
стве буферной жидкости воды — 0,05—0,06 (или 5—6%).
Эффективным средством разделения жидкостей и управления
процессом цементирования являются цементировочные пробки
с уплотняющимися манжетами.
Однако в промысловой практике встречаются случаи закли-
нивания манжетных пробок с прекращением циркуляции либо
случаи (более многочисленные) отрыва манжет. Считается, что
заклинивание происходит в местах сужения, несоосности колон-
ны труб и при резких изгибах вследствие большой жесткости
пробки. Исследования ВНИИКРнефти показали, что применение
пробок в значительной мере повышает качество установки цеме-
нтных мостов в вертикальных и наклонных скважинах.
Высокие требования, предъявляемые к мостам в отношении
несущей способности и герметичности, предопределяют необ-
ходимость полного вытеснения бурового раствора и его филь-
трационной корки из зоны установки моста. При этом процесс
вытеснения должен обеспечиваться при использовании мини-
320
мального объема цементного раствора, что может быть осуще-
ствимо только при условии отсутствия застойных зон бурового'
эаствора в кольцевом пространстве перед фронтом движения
цементного раствора. В связи с этим вопрос предупреждения
и ликвидации застойных зон (наклонные участки ствола, кавер-
ны, желоба) при установке мостов имеет актуальнейшее зна-
чение.
Для начала движения вязко-пластичной жидкости необхо-
димо выполнение условия
Т > бпред , (XI.8)
где т и 0пред — соответственно динамическое и предельное стати-
ческое напряжения сдвига жидкости.
Наряду с этим условие равновесного состояния объема жид-
кости выражается как
pS = yLx, (XI.9)
где р — перепад давления на длине L\ S — площадь поперечного
сечения объема жидкости со смоченным периметром у.
Подставляя в (XI.9) вместо Р/L и S/y соответствующие им
значения градиента Ар и гидравлического радиуса гг, получаем
А Р =’- T/l г J А рн = бпредА"г • (X1.1 0)
Выражение (XI.10) в соответствии с (Х1.8) является усло-
вием начала движения жидкости в скважине.
При восстановлении циркуляции наименьшим затратам энер-
гии соответствует минимально необходимый градиент давления.
Последнее имеет место при максимальном значении гидравли-
ческого радиуса, т. е.
Apmin = 9ПредЛгтах • (XI. II)
Из всех фигур с одинаковой площадью гидравлический ради-
ус максимален у круга. Поэтому максимальное значение гидра-
влического радиуса некоторых сложных форм сечения соответ-
ствует не всей площади сечения, а только части его.
Как показали исследования, для эксцентрического кольцево-
го сечения, образованного окружностями радиусов R и г (рис.
121), максимальное значение гидравлического радиуса соответ-
ствует фигуре ДАВСВ1А1, заключенной между дугами окружно-
стей R, г и г0.
Обозначим отношение гидравлического радиуса рассматрива-
емой фигуры к гидравлическому радиусу всего кольцевого сече-
ния через гг, величина которого определяется по формуле, вы-
веденной согласно рис. 121:
Гг = ^р+7„Ч+-еИ„ , (х| ]2)
(1 — г) (ф+ Г6 гр + r Р)
г = r/R; е = e/R ; r0 = r0/R = 1 — x/cos ср;
11 Зак. 255 321
Рис. 121. Форма потока вязко-плас-
тичной жидкости в эксцентричном
кольцевом пространстве при восста-
новлении циркуляции
Рис. 122. Зависимость гР и S от <р
_ _ при г = 0,6:
1 — с=стах =0,4; 2—Т=0,2; 3—Т=
=0,08; 4 - г=0
кр
(1+г)2+й2 .
п / 1 + г \
2 е 4- —2—
\ * 1 2 cos <р )
Р- х tg Ф , L — е sin го cos <в
= arc tg --—Z- ; ip = arc tg —=—=-г--i— .
x + e x + e cos <p
Формула (XI.12) справедлива в пределах 0<<р<крКр,
где
а =1 + е2 — г2; b = (1 — г)2 — е2.
При ф=<ркр дуги окружностей с радиусом г0 соприкасаются, что
соответствует условию образования потока по всей площади
кольцевого сечения, т. е. гг=1.
322
Отношение площади рассматриваемой фигуры к площади
всего кольцевого сечения определяется по формуле
5 = (ф — г2Р + гоФ + ех tgср)/[тс (1 — г2)] - (XI. 13)
Вычисление функции в формулах (XI.12) и (XI.13) проведе-
но на ЭВМ «Напри».
На рис. 122 в качестве примера представлены зависимости
гг и X от ф при г=0,6. _
Из рис. 122 видно, что при значениях е больше некоторой
критической величины екр (для данного случая екр=0,08), функ-
ция (XI. 12) имеет максимум с величиной больше единицы, что
означает наличие в эксцентричном кольцевом сечении фигуры,
гидравлический радиус которой превышает гидравлический ра-
диус всего сечения, и что в скважине имеются условия для об-
разования застойной зоны. При е<екр функция максимума не
имеет, что соответствует отсутствию условий для образования
застойных зон.
При максимальном эксцентриситете максимум относитель-
ного гидравлического радиуса для рассматриваемого случая
равен 1,35; этой фигуре соответствует площадь, относительная
величина которой So составляет 0,77 от площади кольца, т. е.
при восстановлении циркуляции величина застойной зоны со-
ставит 23%.
С уменьшением е максимум функции гидравлического радиу-
са уменьшается, а соответствующее ей значение So сначала
уменьшается и достигает минимума SOmin, а затем, несколько
увеличившись, при екр возрастает до единицы (рис. 122 и 123).
Ниже представлены значения ггтах и So при Стах т. е. макси-
мальном эксцентриситете), а также екр и Somin в зависимости
от г.
Г о,1 0,2 0,4 0,6 0,8 0,9
бтах 0,9 0,8 0,6 0,4 0,2 0,1
frrnax При £тах . 1,07 1,11 1,23 1,35 1,59 1,73
#кр 0,55 0,40 0,20 0,08 0,03 0,01
Sq При втах . 0,97 0,94 0,86 0,76 0,62 0,50
^omin . 0,84 0,80 0,70 0,59 0,49 0,44
С увеличением г значения ггтах увеличиваются, a So умень-
шаются, т. е. застойные зоны в эксцентричном кольцевом про-
странстве становятся более устойчивыми и значительными. При
этом недостаточная центрирующая способность центраторов
может быть причиной увеличения застойных зон.
Оценим величину застойных зон по отношению ко всему се-
чению скважины:
S3acT = = (1 - 72) (1 - So).
'-’скв '-’скв
11* Зак. 255
323
Рис. 124. График для опре-
деления центрирующей спо-
собности центраторов
Рис. 123. Зависимость So от
е при г = 0,6
Расчеты проведены из условия формирования потока в
кольцевом пространстве сечением So при етах и Somin. Резуль-
таты расчетов представлены в табл. 50. Из табл. 50 видно, что
при установке цементных мостов наиболее неблагоприятные ус-
ловия с точки зрения полноты замещения бурового раствора
цементным возникают при отношении диаметров заливочной ко-
лонны и скважины 0,4—0,8, а также в случаях недостаточного
центрирования колонны труб в наклонных скважинах или на-
клонных участках ствола скважин. Поэтому к центрирующим
устройствам должны предъявляться вполне определенные тре-
бования, так как при недостаточном отклонении колонны от
стенки скважины они могут быть причиной увеличения застой-
ных зон. Это условие предупреждения застойных зон при е<еКр
(см. рис. 121) можно выразить через величину отклонения ко-
лонны от стенки скважины
Таблица 50
Относительная чина сечения в кольцевом ранстве вели - потока прост- Относительная величина при г застойных зон в скважине , равных
0,1 0,2 0,4 0,6 0,8 | 0,9
*S0 При f?mai 0,03 0,66 0,12 0,15 1 0,14 0,10
«Somin 0,16 0,19 0,25 0,26 0,18 0,11
324
б бкр — 1 Г ^кр ,
где 6 = 6/7?— относительное отклонение колонны от стенки сква-
жины.
После преобразований получаем
бкр/г = (1 — Г—вкр/г) (XI. 14)
Эта зависимость графически представлена на рис. 124. С
помощью графика можно определить максимальную величину
диаметра скважины Вшах, в которой при радиусе колонны г и'
отклонении 6 восстановление циркуляции происходит без обра-
зования застойных зон. Величину 6 вычисляем по формуле.
6 = 7?ц — г, (XI. 15
где 7?ц — радиус центрирующего элемента или эксцентрика
после спуска в скважину.
Определив по формуле (XI.15) 6, можно по графику
(рис. 124) найти соответствующее значение 6/г. Параллельно
оси г проводим прямую до пересечения с кривой критических
значений 6Кр/г. Затем параллельно оси 6/г проводим прямую
до пересечения с осью г. По полученному значению г рассчиты-
ваем Вшах по формуле
Bmax = 2r/r. (XI. 16)
В табл. 51 приведены данные о центрирующей способности
пружинных фонарей для принятых на практике соотношений
Таблица 51
Диаметр, мм Максимальный диа- метр пружинного фо- наря после его спус- ка в скважину, мм Размеры каверны, в которой пре- дупреждается образование застой- ных зон
скважины КОЛОННЫ Максимальный диаметр, мм коэффициент ка- вернозности
190 214 243 146 240 190 265 214 295 243 270 198 314 232 374 276 2,0 1.1 2,1 1,1 2,4 1,3
диаметров колонн и долот. Из табл. 51 видно, что пружинные
фонари при условии недеформируемости центрирующих эле-
ментов обеспечивают восстановление циркуляции вязко-пла-
стичной жидкости без образования застойных зон в скважинах,
коэффициент кавернозности которых не превышает 2,0—2,4.
Если же при спуске в скважину фонари деформируются до диа-
метра долота, то их эффективность незначительна и образова-
ние застойных зон предупреждается в скважинах, коэффициент
325
кавернозности которых не превышает 1,1 —1,3. Поэтому в случае
применения пружинных фонарей цементировочные работы
следует производить только с высокими скоростями восходяще-'
го потока.
После восстановления циркуляции тиксотропной жидкости,
каковыми и является большинство глинистых растворов, на
границе застойных зон вместо сил статического напряжения
сдвига возникают силы сопротивления, величины которых тс<?
<<2пред, в связи с чем градиент давления при промывке ДРП
уменьшается до величины
(XI.17)
гг max ' г max
Рассмотрим условия расширения потока после восстанов-
ления циркуляции. Для этого в неподвижной зоне на границе
с потоком выделим элементарный слой с площадью поперечного
сечения AS, граница которого с потоком составляет %, а с непод-
вижной частью системы — %-)-Лх- На этот слой действуют силы
давления Дрп ДЗ и силы со стороны потока тс%, уравновешивае-
мые удерживающей силой Т|(х+Дх) со стороны остальной части
неподвижной жидкости, т. е.
р (х + А X.) = Д Рп А 4- тс у, (X1.18)
где Xi — касательные напряжения на границе выделенного эле-
мента с остальной частью неподвижной системы.
Подставляя в (XI.18) Д3=(х+Лх) —xrrmax и значение
Дрп из (XI. 17) и решая относительно п, получаем
Ti — Тс гг\/гг max . (X1. 19)
По условию образования потока при восстановлении цир-
куляции имеем Ггтах>тГ1, поэтому Т1<тс. Следовательно, при
структурном режиме движения жидкости, пока тс<6тах, усло-
вия для расширения потока отсутствуют.
Согласно [23], силы тс могут быть определены по формуле
тс — 0,125 А, р w2,
где А — коэффициент гидравлических сопротивлений; р — плот-
ность жидкости; w — средняя скорость движения жидкости.
Влияние X и w на величину сил сопротивления сложное. С
увеличением скорости коэффициент гидравлических сопротив-
лений снижается, так как при этом разрушаются структурные
связи в массе движущейся жидкости. Но структурные связи мо-
гут разрушаться и при других видах механического воздействия
на жидкость, например при изменении направления потока,
местных возмущениях. Поэтому в скважине могут складываться
ситуации, когда при увеличении скорости движения уменьша-
ется тс-
Но пока тс превосходит силы тт, обусловливающие образова-
ние тиксотропной структуры, поток жидкости находится в тех
326
же границах, что и в момент восстановления циркуляции. При
этом поток может занимать все кольцевое пространство (в слу-
чае концентричного расположения труб) или часть его (при
Но если силы сопротивления снижаются до величины тс<
<тт, то начинается активное воздействие застойных зон на
поток жидкости, что ведет к их расширению и сужению потока.
Это явление наблюдается и в желобах наклонных участков
ствола скважин при восстановлении циркуляции тиксотропных
глинистых растворов, когда после интенсивного местного пере-
мешивания растет скорость потока и последний сокращает
свои поперечные размеры, увеличивая застойные зоны.
Анализ промысловых данных по установке мостов для за-
буривания нового ствола показывает, что влияние скорости
движения жидкости в кольцевом пространстве на качество
моста весьма существенно.
На рис. 125 представлен полигон распределения успешных
Рис. 125. Полигоны распределения операций от скорости восходящего потока:
а — успешные операции; б — все неуспешные операции; в — неуспешные операции
после отсеивания случаев с короткими сроками ОЗЦ (меньше 2 сут) и случаев непра-
вильного объема продавочной жидкости (Х]2^3%)
и неуспешных операций в зависимости от скорости, в который
включены 100 операций.
При анализе из полигона неуспешных операций были ис-
ключены случаи с короткими сроками ОЗЦ (ДК= —11,52) и
случаи неправильного определения объемов продавочной жид-
кости (ДК =—13,18). '
С помощью критерия согласия Пирсона установлено, что
различия в распределении успешных и неуспешных операций
с вероятностью более 0,99 являются закономерными. Этот же
ответ был получен при исследовании по /-критерию Стьюдента.
Кроме того, были проведены исследования по установле-!
нию соответствия фактических распределений нормальному за-
кону распределения случайных величин. С помощью критерия
Пирсона установлено, что фактические распределения успеш-'
327
них и неуспешных операций соответствуют нормальному за-
кону. '
Из анализа следует, что зависимость исхода работ по уста-
новке моста от скорости восходящего потока является зако-
номерной и должна соответствующим образом учитываться.
Скорость в кольцевом пространстве в интервале установки
моста должна быть в пределах 0,4—0,6 м/с или больше 1,0 м/с,
при этом рекомендуемая скорость должна выдерживаться в те-
чение всего периода продавливания цементного раствора в
скважину.
Как указывалось выше, застойные зоны тиксотропной жидко-
сти в кольцевом пространстве скважины в наклонных участках
ствола создаются при недостаточном центрировании колонны
труб. Однако этого условия недостаточно. Другим условием воз-
никновения застойных зон является неизменность положения век-
тора эксцентричности в поперечном сечении скважины. При из-
менении направления вектора эксцентричности происходят соот-
ветствующие изменения местоположения застойных зон и пото-
ка, вследствие чего застойные зоны становятся областью потока.
При этом ликвидация застойных зон достигается без повышения
давления. Анализ показывает, что при эксцентричном положении
колонны в скважине циркуляция восстанавливается при значи-
тельно меньших давлениях
А Рк = А Рэ max >
где индексы «к» и «э» означают соответственно концентричное
и эксцентричное кольцевое пространство. Так, это уменьшение
для кольцевого пространства с г, равным 0,9 (диаметр труб
168мм, диаметр скважины 190 мм), составит 1,73 раза. Сниже-
ние гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве
особенно важно при проведении работ в условиях повышенной
опасности возникновения поглощения.
Изменение вектора эксцентричности достигается при попереч-
ных перемещениях колонны труб в скважине, что приводит так-
же к более интенсивному разрушению структуры раствора и к
дальнейшему снижению потерь давления в кольцевом простран-
стве.
Поперечное расхаживание может быть осуществлено путем
применения эксцентриков, устанавливаемых на колонне в интер-
вале установки моста, с одновременным вращением колонны, а
также при расхаживании колонны с разгружением на забой.
При вращении колонны с эксцентриками трубы, опираясь на
последние, перемещаются в поперечном сечении скважины, обус-
ловливая тем самым разрушение застойных зон. Расчеты пока-
зывают, что при использовании эксцентриков достигается полное
вытеснение бурового раствора из кольцевого пространства сква-
жины значительно большего диаметра, чем при использовании
центраторов (табл. 52), в том числе и при наличии больших ка-
328
верн. В случае же одновременного вращения и расхаживания
колонны в осевом направлении загустевшие массы бурового ра-
створа и скопления шлама разрушаются также и в результате
непосредственного воздействия на них самих эксцентриков и
обусловливаемого ими радиального потока жидкости.
Таблица 52
Номинальный диаметр, мм Диаметр каверн, при кото- ром не образуются застой- ные зоны, мм, в случае при- менения
скважины колонны центратора эксцентрика
центратора эксцси гонка
214 114 214 204 265 370
214 140 214 204 242 264
243 114 243 233 316 520
243 140 243 233 280 379
269 114 269 259 380 760
269 140 269 259 3120 500
295 114 295 285 455 920
295 140 295 285 390 636
Для осуществления данного способа цементирования во
ВНИИКРнефти разработаны бурильные эксцентрики типа ЭБ
(рис. 126).
Таблица 53
Шифр эксцентрика Техническая характеристика
Число ре- бер Диаметр эксцентри- ка, мм Диаметр корпуса, мм Высота, мм Масса, кг Эксцентри- ситет , мм
ЭБ-З-178-214 3 204 178 750 108 26
ЭБ-5-178-243 5 233 178 750 111 55
ЭБ-5-178-269 5 259 178 750 119 81
ЭБ-5-178-295 5 285 178 750 123 107
Бурильные эксцентрики (табл. 53) для скважин диаметром'
214, 243, 269 и 295 мм выполнены в виде ряда радиальных ре-
бер, жестко соединенных с корпусом и в поперечном сечении
образующих своими периферийными гранями прерывистую ок-
ружность, эксцентричную по отношению к корпусу. Подобрано:
такое число ребер, чтобы в контакте с породой находилось не ме-
нее двух из них, а нагрузка на стенки скважины не превышала 1
МПа даже при угле наклона ствола 30°. Такая конструкция
эксцентрика обеспечивает минимальное перекрытие ствола сква-
жины, обусловливает плавное его скольжение и не позволяет ко-
лонне проваливаться в желоб.
Для расхаживания и вращения колонн диаметром 114—168 мм
329
разработана цементировочная головка ГЦУ-ЗН-197-300,
устанавливаемая между ведущей трубой и вертлюгом. Головка
позволяет проводить цементирование с двумя разделительными
пробками. В каждой секции головки имеются отвод с краном
для подсоединения цементировочных агрегатов и винтовой сто-
пор для фиксации разделительной пробки. В случае цементиро-
вания с одной пробкой или без нее используют одну секцию
головки вместе с обратным клапаном, который необходим для
предупреждения аварийных ситуаций на скважине в случае
разрыва бурового шланга.
Эффективность эксцентриков оценивали по результатам про-
мысловых исследований, проводившихся при установке мостов и
подготовке скважин к спуску обсадных колонн.
При установке мостов два-три эксцентрика соответствующего
диаметра монтировали в нижней части заливочной колонны на'
расстоянии 40—50 м друг от друга. Во время промывки сква-'
жины и установки моста, осуществлявшихся через буровой сто-
як, шланг, вертлюг и ведущую трубу, колонну расхаживали на
длину ведущей трубы (10—14 м) с вращением при ходе вниз с
частотой вращения 20—60 об/мин. В процессе работы эксцентри-
ков в кавернозных участках ствола из скважины отмечался вы-
нос загустевших масс глинистого раствора и шлама.
С применением эксцентриков на глубинах 2400—4400 м уста-
новлено десять мостов, из них пять — для забуривания нового
ствола, два — для разгрузки испытателей пластов и три изоляци-
онных. Все операции были успешными.
При подготовке ствола скважины к
спуску обсадных колонн ,[23] два
эксцентрика устанавливали над УБТ
через 25—40 м друг от друга. Ими прора-
батывали интервалы каверн при скорости
подачи колонны 7—10 см/с и частоте вра-
щения 60—90 об/мин. После работы с
эксцентриками наблюдался более интен-
сивный вынос загустевших масс глинис-
того раствора и шлама.
4-4
Кроме того, в трех случаях были за-
мерены продолжительности цикла про-
мывки до работы с эксцентриками и
после. Продолжительность цикла опре-
деляли по времени выхода из скважины
полосок целлофана или кинопленки, за-
кладываемых в количестве 1'5—20 шт. в
Рис. 126. Эксцентрик для поперечного расхажи-
вания колонны
азе
бурильную колонну. Установлено, что в зависимости от длины
интервала проработки эксцентриками и величины каверн про-
должительность цикла промывки после работы с эксцентриками
увеличивалась до 20%, что свидетельствовало о соответствую-
щем увеличении объема циркулирующего раствора, так как по-
дача насосов была постоянной.
С применением эксцентриков для спуска колонн подготов-
лено шесть скважин в сложных геологических условиях. Во
всех шести случаях спуск колонн и их цементирование прошли
без осложнений. Отмечено хорошее качество цементирования,
в том числе и против кавернозных участков.
Операции на установке мостов в кавернозной части ствола илй
стволе, осложненном желобными выработками, характеризуются
крайне низкой успешностью. В большинстве случаев успешный ис-
ход достигается только в результате проведения нескольких опера-
ций, в процессе которых, по-видимому, достигается последова-
тельное вытеснение бурового раствора из каверн. Основная при-
чина низкой успешности работ по установке мостов — наличие
в них загустевших масс раствора и шлама, статические напря-
жения сдвига которых на три-четыре порядка могут превышать
нормальные значения. Естественно, что за счет касательных на-
пряжений на границе потока застойные зоны в кавернах раз-
рушиться не могут. Для этого необходимо радиальное истече-
ние жидкости через боковые отверстия в колонне (гидромони-
торный эффект) либо механико-гидравлическое воздействие,
возникающее при работе эксцентриков. Промышленные испы-
тания последних при установке мостов и подготовке скважин к
спуску обсадных колонн показали их достаточно высокую эф-
фективность.
Весьма серьезными видами осложнений при установке мо-
стов являются: переподъем цементного раствора на значитель-
ную высоту вследствие образования застойных зон и смешения
с контактирующими жидкостями и образование застойных зон
цементного раствора при промывке над интервалом установки
моста.
Экспериментальные исследования по смешению цементного
раствора с глинистым и водой, проведенные непосредственно в
скважйнах, показали, что зоны смешения могут быть весьма зна-
чительными, при этом общая высота подъема цементного раство-
ра и зоны смешения в кольцевом пространстве от башмака за-
ливочной колонны без учета образования застойных зон может
оцениваться по формуле
Псы — Ны “I- (Cj VT С6 VcmJ/Sk , (XI.20)
где Дм — высота моста; VT — внутренний объем заливочной
колонны; SK — площадь кольцевого сечения скважины; Есм—
объем зоны смешения; С2 и Св — коэффициенты (см. табл. 49).
331
При контактировании цементного раствора с глинистым С2=
= 0,024-0,04 и Сб = 0,2, при контактировании с водой их значения
снижаются соответственно до 0,01—0,02 и 0,03. Расчеты показы-
вают, что при установке моста в скв. 1 Чебурголь протяжен-
ность зоны смешения без учета высоты моста и образования
застойных зон могла достигать 450 м и более. Применение
же в качестве буферной жидкости воды уменьшило бы ее про-
тяженность до 70 м, что предупредило бы прихват колонны.
Объемы буферной жидкости (воды), исходя из условия пол-
ного разделения цементного и бурового растворов, можно опре-
делить по формулам:
первая порция Кб1 = С4 VT + S5 Ны Sc ; (XI.21)
вторая порция 1'б2 = Са V’n . (XI.22)
где С4 и Cs — коэффициенты (см. табл. 49); Vn — объем прода-
вочной жидкости.
Основными мероприятиями по предупреждению осложнении
при установке мостов являются:
1) подбор рецептуры цементного раствора исходя из сроков
схватывания и загустевания смеси цементного раствора с кон-
тактирующей жидкостью и протяженности зоны смешения;
2) применение разделительных пробок и буферных жидко-
стей, в частности воды;
3) расхаживание колонны труб при срезке моста и обору-
дование ее центраторами;
4) применение в нижней части заливочной колонны легко
разбуриваемых труб или легко отсоединяемых хвостовиков. '
Влияние контракции цементного раствора и поршневого
эффекта при подъеме труб на качество мостов и
мероприятия по их предупреждению
При установке мостов с целью изоляции газовых гори-
зонтов, обладающих низкой проницаемостью и аномально вы-
сокими пластовыми давлениями, применение цементных и шла-
ковых растворов на воде не обеспечивает создания газонепро-
ницаемого экрана, и поступление газа в скважину продолжа-
ется после установок даже нескольких мостов, высокопрочных
и непроницаемых для воды (например, скв. 7 Темиргоевская и
610 Новодмитриевская объединения Краснодарнефтегаз).
Исследования, проведенные в скв. 3 Суздальской, показали,
что после установки моста вследствие контракции давление под
мостом значительно снижается, в результате чего происходит
подсос в скважину газа, который образует в твердеющем це-
менте сквозные газопроводящие каналы.
Газопроявления предупреждаются при использовании це-
ментного раствора, содержащего 10—15% по массе гипана
332.
10%-ной концентрации. Готовят гипано-цементный раствор в
два этапа. Сначала на воде по стандартной технологии затво-
ряют портландцемент (или ШПЦС, УШЦ, ТСЦ в зависимости
от температурных условий), а затем полученный цементный ра-
створ в осреднительной емкости смешивают с гипаном. Однако
низкая прочность цементного камня (менее 0,5 МПа) не обес-
печивает создания моста, выдерживающего большие нагрузки
и перепады давления. В этих случаях необходима установка
второго моста из стандартных цементных материалов.
Роль газоотсекающего экрана также может быть выполнена
путем установки пакера механического действия, над которым
также устанавливается цементный мост (скв. 8 Темиргоевская,
10 Лабинская, 3 Суздальская).
При установке мостов, предназначенных для изоляции во-'
доносных горизонтов с АВПД, причинами неудачного исхода
работ могут быть поршневой эффект и, как следствие, подсос в
в скважину пластовой воды и разбавление ею цементного раст-
вора, которые возникают при подъеме труб из зоны цемента в
случаях использования бурового раствора с высокими значения-
ми вязкости и сдвига, или образование труднопрокачиваемых
смесей. Так, во время установки моста в скв. 10 Краснокутской
объединения Саратовнефтегаз при изоляции на глубине 4800 м
водоносного горизонта с коэффициентом аномальности давле-
ния 1,8 вязкость и сдвиг глинистого раствора были несоизмери-
мо большими. За период с 17 декабря 1977 г. по 21 марта 1978 г.
было проведено восемь безрезультатных операций по установке
моста. Во всех случаях при подъеме НКТ из зоны цемента имел
место «сифон», а уровень раствора в затрубном пространстве
оставался неизменным, при промывках после ОЗЦ из приза-
бойной зоны вымывалась пачка пластовой воды.
Мероприятиями по предупреждению подобных осложнений
являются: снижение реологических показателей бурового раст-
вора с тем, чтобы его вязкость была не более 60—70 с, а
CHQ/io — не более 3/5 Па; уменьшение скорости подъема ко-
лонны до 5—10 см/с; применение легко отсоединяемого хвосто-
вика труб.
Планирование работ по установке цементных мостов
Планирование работ по установке мостов предусматри-1
вает.
1. Определение условий эксплуатации моста, действующих,
на него нагрузок и геолого-технических условий его установки
(в том числе статической и динамической температур в скважи-
не, диаметра каверн и размеров желобных выработок, вязкости
и СНС бурового раствора, гидравлических сопротивлений, на-
личия поглощений или проявлений).
2. Расчет высоты моста, исходя из действующих на него на-
333
Таблица 54
Осложнения при ус тановке мостов Наиболее характерные причинь осложнений Мероприятия по предупрежде- нию осложнении
I. Повышение давления и прихват зали- вочной колон- ны II. Низкая проч- ность или от- сутствие це- ментного кам- ня в проект- ном интервале моста I. Недостаточное содержа- ние замедлителя или во- ды затворения 2. Образование труднопро- качиваемых зон смешения цементного раствора с промывочной жидкостью 3. Переподъем цементного раствора вследствие сме- шения и образования за- стойных зон 4. Повышение консистенции цементного раствора при остановках циркуляции 5. Образование застойных зон цементного раствора при его срезке 1. Повышенное содержание замедлителя или воды в цементном растворе 2. Смешение цементного раствора с контактирую- щей жидкостью и низкая точность его продавлива- > ния 3. Подсос пластовых флюи- дов вследствие поршнево- го эффекта 4. Наличие каверны или желобной выработки Жесткий контроль за содер- жанием реагентов в жидко- сти затворения и процессом приготовления цементного раствора по плотности и расходу компонентов, приго- товление всего объема раст- вора в осреднительной ем- кости Применение буферных жид- костей и разделительных пробок, проверка зон сме- шения на загустевание То же, а также применение 1 центраторов, поперечное расхаживание Проверка рецептуры це- ментного раствора на кон- систометре по программе, имитирующей процесс уста- новки моста Центрирование, расхажива- ние колонны, применение легко разбуриваемых или легко отсоединяемых хвос- товиков Жесткий контроль за про- цессом приготовления це- ментного раствора Учет потерь на смешение, компенсация неточности про- давливания, применение бу- ферной жидкости, раздели- тельных пробок и контроли- рующих устройств, конт- рольный замер внутреннего объема заливочной колонны Снижение вязкости и СНС промывочной жидкости, со- кращение зон смешения, уменьшение скорости подъе- ма труб, применение отсое- диняемого хвостовика Определение объема цемент- ного раствора с учетом фак- тического диаметра, приме- нение гидромониторного уст- ройства или эксцентриков
334
Продолжение табл. 54.
Осложнения при ус- тановке мостов Наиболее характерные причины осложнений Мероприятия по предупрежде- нию осложнений
III. Недостаточная несущая спо- собность и не- герметичность моста IV. Газопроницае- мость моста 1. Малая высота моста и недостаточное сцепление со стенками скважины 1. Насыщение цементного камня пластовым газом вследствие контракции Расчет высоты моста исходя из условий его эксплуатации и технологических средств установки Предварительная установка над местом поступления га- за механического пакера или закачка высоковязкой жидкости, введение в це- ментный раствор высоковяз- кой жидкости
Таблица 55
Технологические особенности установки
моста
Показатели без буфер- ных жид- костей, скребков и раздели- тел ьных пробок с буфер- ной жид- костью, но без скребков и раздели- тельных пробок с буферной жидкос- тью и скребками, но без раздели- тельных пробок с буферной жидкос- тью, скребками, верхней про 6<ой' и устройст - вом «стоп» Расчет по формуле
Высота моста, (м) исходя из требования: герметичности 20 10 4 4 (XI.2)
несущей способности 22 11 1 1 (XI.1)
Принимаемая высота мос- 22 11 4 4 —
та, м Объем скважины в интер- 0,84 0,42 0,15 0,15 —
вале установки моста, м Необходимый объем цемент- 6,24 3,54 3,31 1,05 (XI.7)
ного раствора, м? Общий объем продавочной 42,1 43,5 43,5 45,0 (XI.6)
жидкости, м3 Объем буферной жидкости (воды), м3: 1-й порции 1,1 1,0 1,0 (XI.21)
2-й порции — 0,9 0,9 0,9 (XI.22)
Интервал, который займет 4070— 4405— 4416— 4420— (XI.2)
цементный раствор в коль- 4500 4500 4500 4500
цевом пространстве с уче- том зоны смешения,, м
грузок, ограничений по высоте и технологических особенностей
в его установке. Расчет производится по формулам (XI.l), (XI.2)
и (XI.3) в соответствии с данными табл. 45.
3. Определение объемов цементного раствора, продавочной
333
жидкости, первой и второй порций буферной жидкости — воды
(вторая порция входит в общий объем продавочной жидкости)
и высоты подъема цементного раствора (с учетом зоны смеше-
ния) в кольцевом пространстве соответственно по формулам
(XI.6), (XI.7), (XI.20) — (XI.22).
При использовании верхней разделительной пробки коэф-
фициенты Ci и С3 в указанных формулах принимаются равными
нулю, если же при этом применяется и контролирующее устрой-
ство, то и Со = 0.
4. Расчет режима продавливания цементного раствора в
скважину, исходя из величины гидравлических сопротивлений,
эффективности замещения бурового раствора цементным (оце-
нивается по скорости в кольцевом пространстве в соответствии
с диагностической табл. 47) и особенностей управления про-
цессом срезки штифтов в случае применения соответствующих
контролирующих устройств.
5. Определение общей продолжительности операции уста-
новки моста и подбор рецептуры цементного раствора.
6. Разработку мероприятий по предупреждению осложнений
и аварий при установке моста (табл. 54).
Особенности данного расчета можно рассмотреть на примере
установки цементного моста в обсаженной скважине диаметром
220 мм на глубине 4500 м, который выдерживал бы перепад дав-
ления 20 МПа. Установка производится через колонну буриль-
ных труб диаметром 114 и 140 мм (сверху), внутренний объем
которой равен 45 м3. Расчетные данные в зависимости от тех-
нологических мероприятий представлены в табл. 55.
Из табл. 55 видно:
1. Потребный объем цементного раствора в зависимости от
условий значительно превышает объем скважины в интервале
установки моста. С увеличением глубины эта разница возра-
стает и в рассматриваемом примере достигает семи- и даже
двадцатикратной величины:
2. Необходимая высота моста в значительной мере зависит
от технологических средств, используемых при его установке.
Поэтому она должна определяться не только исходя из кон-
кретных требований по герметичности и несущей способности,
но и с учетом возможности применения тех или иных техноло-
гических мероприятий. При этом может сложиться положение,
когда установить цементный мост требуемой высоты невозмож-
но (например, при недостаточном расстоянии между предыду-
щим и последующим объектами испытания). В этих случаях
необходимо либо устанавливать пластмассовые мосты и пакеры,
либо пересматривать план работ по скважине.
3. Применение комплекса технологических мероприятий
(моющие и абразивные буферные жидкости, скребки, раздели-
тельные пробки со средствами контроля за их движением и др.)
всегда целесообразно, так как это повышает надежность уста-'
336
новки качественного моста, значительно сокращает расход там-
понажного материала и время установки моста, а также резко
снижает опасность прихвата колонны труб в тампонажном
растворе.
При наличии больших каверн мосты следует устанавливать
с помощью гидромониторных устройств с радиальным располо-
жением насадок при непрерывном расхаживании колонны труб
или с применением эксцентриков.
Предложенная методика прошла успешные испытания при
установке цементных мостов более чем в 300 скважинах объе-
динений Краснодарнефтегаз, Куйбышевгазпром, Белоруснефть,
Нижневартовскнефть и др., в том числе и на сверхглубокой
скв. 3 СГ при установке моста на глубине 8000 м.
Анализ промысловых данных за три года по объединению
Краснодарнефтегаз показал, что применение методики на сква-
жинах глубиной до 2000 м позволяет сократить время установки
одного моста на 1,9 сут, глубиной до 3000 м — на 4,3 сут, глу-
биной свыше 3000— на 7,5 сут.
За последние годы разработано много устройств и техноло-
гических приемов, которые, по мнению авторов, способствуют
повышению результативности и качества установки цементных
мостов. Некоторые из разработок прошли промышленную ап-
робацию, другие требуют проверки.
Изоляционные работы по исправлению недоподъема
! цементного раствора за колонной
Исправительные работы после первичного цементирования
по обеспечению высоты подъема цементного раствора за обсад-
ной колонной, предусмотренного геолого-техническим нарядом,
производят закачиванием цементного раствора в колонну через
перфорационные отверстия. С помощью перфоратора получают
два-три отверстия в колонне несколько выше цементного ста-
кана за колонной, через них восстанавливают циркуляцию с
затрубным пространством и закачивают расчетное количество
цементного раствора. После ОЗЦ определяют высоту подъема
цементного раствора. При получении проектной высоты подъе-
ма цементного раствора за колонной производят работы по
опрессовке колонны на герметичность. Часто колонна оказыва-
ется негерметичной из-за пропусков в перфорационных отвер-
стиях. Это требует проведения в колонне изоляционных работ
под давлением.
При составлении плана цементирования под давлением
следует особое внимание обращать на следующие факторы: дав-
ление и температуру на глубине перфорационных отверстий,
параметры бурового раствора в скважине, состояние обсадной
колонны в интервале проведения работ, приемистость скважины;
наличие пакера (извлекаемого или разбуриваемого) для про-
337
ведения изоляционных работ под давлением, место установки
пакера, состав тампонажного раствора, закачиваемого в сква-
жину, и его характеристику (водоотдачу, время начала схва-
тывания и загустевания, прочность на ранней стадии тверде-
ния), способ нагнетания тампонажного раствора (под большим
и малым давлениями, с выдержкой во времени и т. д.), гради-
ент давления гидроразрыва пород в интервале проведения изо-
ляционных работ, параметры буферной и продавочной жид-
кости.
Продавочное давление определяется как давление, необходи-
мое для достижения того, чтобы перфорационные отверстия или
порода пропускали цементный раствор. Разрыв породы за пер-
форационными отверстиями не допускается с целью предуп-'
реждения дополнительных осложнений, связанных с поглоще-
ниями из-за гидравлического разрыва пород. Давление нагне-
тания не должно превышать давление гидроразрыва пород. За-
бойное давление гидроразрыва — это давление, равное дав-
лению нагнетания на поверхности рн плюс гидростатическое
давление рг, без давления трения (рт) и давления трения в пер-
форационных отверстиях рЛ1Т.
Рз = Рп + Рг + Рг — Рт — Рп .т •
Величины рт и рп.т при цементировании под давлением от-
носительно малы, так как скорости нагнетания очень низкие.
При расчетах цементирования под давлением их можно счи-
тать равными нулю. Однако эти малые величины нужно вклю-
чать в коэффициент безопасности для того, чтобы предотвратить
увеличение и дальнейшее углубление трещин при нагнетании
цементного раствора в трещины или каналы.
Фирма «Байрон Джексон» (США) при повторном цементи-
ровании рекомендует применять буферную жидкость «мад-суип»
перед и после тампонажного раствора. Она удаляет буровой
раствор, двигаясь перед тампонажным, и служит прослойкой,
двигаясь за ним. «Мад-суип» — это новая буферная жидкость,
представляющая бескислотный раствор на водной основе, кото-
рый, действуя на принципе вытеснения менее вязкой жидкости
более вязкой, обеспечивает максимальное вытеснение бурового
раствора независимо от скорости течения. Для достижения мак-
симального удаления бурового раствора с помощью жидкости
«мад-суип» совсем не нужно создавать турбулентный режим.
Новая буферная жидкость обладает высокой вязкостью
0,040—0,180 Па • с (по вискозиметру Фэнн при 300 об/мин со-
ответственно при температуре 80 и 27°С), а также достаточной
тиксотропностью для удаления твердых частиц и шлама. В ней
содержатся обезмасливающие химические реагенты, котррые
избирательно смачивают обсадную колонну и ствол скважины,'
обеспечивая лучший контакт цементного камня с колонной и
породой. В ней, кроме того, содержатся добавки, вызывающие
338
флокуляцию глинистых буровых растворов и образующие вяз-
кую «промежуточную фазу», которая способствует удалению
бурового раствора из затрубного пространства. Другие ком-
поненты жидкое,ти «мад-суип» счищают глинистую корку и
пленку с обнаженных поверхностей в стволе.
«Мад-суип» обладает как низким давлением трения (около
60% от давления воды при высоких скоростях), так и низкой во-
доотдачей. Кроме того, плотность этой жидкости можно регули-
ровать в пределах от 1,03 до 2,16 г/см3.
С целью очистки перфорационных отверстий фирма считает
необходимым перед цементным раствором прокачать буровую
жидкость «мад-суип». При этом мад-суип покрывает породу
тонкой пленкой. Это снижает водоотдачу до минимума, тем
самым повышая качество цементирования.
Закачивание жидкости «мад-суип» после цементного раство-
ра при цементировании под давлением предотвращает канало-
образование в цементном растворе и загрязнение последней его
порции вытесняющей жидкостью. Это, по мнению фирмы «Бай-
рон Джексон», является одной из самых критических стадий
цементирования под давлением, так как если цементный рас-
твор в достаточной мере загрязнен буровым раствором, то це-
ментный камень, заполняющий перфорационные отверстия, мо-
жет быть ослаблен, что может повлечь необходимость проводить
в дальнейшем исправительное цементирование. Однако, если
между вытесняемым буровым раствором имеется прослойка
мад-суипа, то вероятность загрязнения цементного раствора
становится ничтожно малой.
Изоляционные работы по исправлению недоподъема цемент-
ного раствора за колонной после первичного цементирования
могут производиться закачиванием цементного раствора за колон-
ну сверху вниз. При наличии не перекрытых нескольких погло-
щающих пластов работы осложняются, особенно если использу-’
ются обычные цементные растворы. В зависимости от интенсив-’
ности поглощения, глубины залегания поглощающих пластов,
температуры пласта и других факторов подбирают тампонажные
растворы, имеющие повышенную изолирующую способность.
Удовлетворительные результаты в подобных случаях дают аэри-
рованные тампонажные растворы.
Технология повторного цементирования через затрубное про-
странство (сверху вниз) при наличии неизолированных поглоща-’
ющих пластов аэрированными тампонажными системами заклю-’
чается в последовательном перекрытии зон поглощения сверху
вниз. В верхний высокопроницаемый пласт вначале закачивается-
аэрированная суспензия (пена), которая перекрывает поглоща-
ющие каналы этого пласта, затем в этот же пласт закачивается’
аэрированный тампонажный раствор. Последовательность опера-
ций по перекрытию следующего пласта повторяется.
Промысловые испытания аэрированных систем при повтор-'
339
ном цементировании показали их эффективность на месторожде-
ниях Западной Сибири. Так, при первичном цементировании
эксплуатационной колонны в скв. 4664 гельцементный раствор
плотностью 1,55 г/см3 был поднят до уровня 1035 м (по данным
В. П. Деткова). Газоносные пласты сеноманских отложений,
залегающие на глубине 923—950 м, и водоносные высокопрони-
цаемые пласты талицкой свиты, расположенные на глубине
587—610 м, остались неизолированными. По этой причине сква-
жину не могли сдать в эксплуатацию. После нескольких недель
простоя определили приемистость на воде в неперекрытых инте-
рвалах. Приемистость через затрубное пространство скважины
составила 430 м3/сут при давлении 2 МПа. Геофизические иссле-
дования показали, что вся закачиваемая вода уходила в Талиц-
кую свиту.
Ремонтно-изоляционные работы проводились в следующей
последовательности.
Вначале приготовили 3 м3 четырехкомпонентной суспензии
плотностью 1,2 г/см3 (цемент, песок, бентонитовый глинопоро-
шок) в соотношении 70:27:3 с добавкой 0,03% бутоксиаэросила
от состава смеси. Удельная поверхность бутоксиаэросила 300
мг/г. Смесь проаэрировали 1000 м3 воздуха и закачали в затруб-
ное пространство скважины. Давление не поднималось. Затем за-
качали 11 м3 технической воды в качестве продавочной жидко-
рти. Давление поднялось до 0,3 МПа. Замер термометром до
глубины 600 м не показал отклонений температуры. Это свиде-
тельствовало о том, что закачанного объема суспензии оказалось
недостаточно для создания блокирующего экрана в талицкой
свите. Тогда приготовили и закачали еще 5 м3 суспензии плотно-
стью 1,18 г/см3 того же состава со 150 м3 воздуха, а затем за-
качали 12 м3 четырехкомпонентного раствора плотностью 1,75
г/см3 и 11 м3 продавочной жидкости.
В процессе продавки давление начало расти и в конце дос-
тигло 6 МПа. Скважину оставили на ОЗЦ под давлением 5МПа.
На рис. 127 приведены цементограммы, записанные прибором
СГДТ перед проведением изоляционных работ (кривая 1) и
после них (кривая 2), что свидетельствует о перекрытии там-
понажными аэрированными системами затрубного пространства.
После проведения изоляционных работ скважина была сдана в
эксплуатацию.
Устройство Азнипинефть УКЗ-95М
При проведении работ по капитальному ремонту скважин й
опробованию объектов в глубоких разведочных скважинах при-
ходится устанавливать в эксплуатационных колоннах цементные'
мосты, надежно изолирующие нижний интервал скважины от’
верхнего и позволяющие успешно производить предусмотренные
планом работы. Установка мостов в глубоких скважинах по
340
обычной технологии не всегда обеспечивает получение качествен-'
ных мостов. По данным Азнипинефти, стоимость установки
цементного моста на глубине 4000—4200 м на месторождениях
Азербайджана составляет примерно 5,5 тыс. руб, не считая потерь
нефти от несвоевременного ввода в эксплуатацию проектируемо-
го объекта.
С целью установки качественных мостов в один прием и со-
кращения затрат на их установку в Азнипинефти разработано
Рис. 127. Круговые це-
ментограммы перед про-
ведением ремонтно-изо-
ляционных работ п после
нпх
Рис. 128. Устройство
Азнипинефть УКЗ-95
специальное устройство под названием Азнипинефть УКЗ‘95
(Г. Н. Протасов). Устройство позволяет устанавливать в экс-
плуатационных колоннах диаметрами 146 и 168 мм качествен-
ные цементные мосты под контролем и в один прием.
Устройство Азнипинефть УКЗ-95 включает в себя призабой-
ный золотник (рис. 128,а) и продавочную пробку (ПП-100Х50)
(рис. 128, б).
Призабойный золотник состоит из корпуса 6 (рис. 128,а),
по концам которого посредством резьбы закреплены переводник
1 и конусное направление //.В корпусе 6 имеется кольцевая рас-
точка 12, а на верхнем конце переводника 1— резьба под насо-
сно-компрессорные трубы диаметром 73 мм. Внутри корпуса 6
расположена гильза 7 с защелками 4 и запорным седлом 9.
Защелки крепятся к гильзе с помощью винтов 2, 5 и планки 3,
341
а седло 9 — с помощью стопоров 8. В верхней части гильзы име-
ются окна под промывку и кольцевой бурт, ограничивающий
ход гильзы вверх. Запорное седло вместе с гильзой удержи-
вается от осевого перемещения двумя шпильками 10.
Продавочная пробка ПП-100Х50 (рис. 128,6) состоит из
манжет 1, 5 и амортизатора 7, которые скреплены с помощью
стержня 8, колпака 6, остова 4 и гайки 2 с шайбой 3. Манжета
1 обеспечивает уплотнение в насосно-компрессорных трубах диа2
метрами 114 и 102 мм, а манжета 5 — уплотнение в насосно-
компрессорных трубах диаметрами 89, 73 и 60 мм.
Для установки цементного моста призабойный золотник спус-
кается на насосно-кЬмпрессорных трубах, диаметры которых
могут быть 60, 73, 89, 102 и 114 мм, причем переводники, уста-
новленные в колонне, должны иметь внутри плавные конусные
переходы с углом не более 15° с большего размера на мень-
ший. После спуска колонны труб с призабойным золотником
до необходимой глубины на верхнем конце колонны устанавли-
вают заливочную головку АзНИИбурнефть ГЗУКЗ- 146X95,
скважину промывают и закачивают 0,5—0,7 м3 буферной жид-
кости. По окончании этой операции отвинчивают крышку у за-
ливочной головки и вставляют в нее продавочную пробку ПП-
100x50 на ограничитель. Затем закачивают необходимый объем
цементного раствора, вывинчиванием ограничителя освобождают
продавочную пробку в заливочной головке и через верхний ее
подвод продавливают цементный раствор. Во время этой опера-
ции продавочная пробка, достигнув призабойного золотника,
садится на седло 9 (см. рис. 128,а) и заклинивается в нем с
помощью амортизатора. При этом давление резко возрастает.
Цементировочные агрегаты останавливают, колонну поднимают
до верхней отметки цементного моста и производят обратную
промывку. Под давлением 2,0—2,5 МПа в затрубном простран-
стве шпильки 10 срезаются, в результате чего седло 9 с гиль-
зой 7 и продавочной пробкой, находящейся внутри гильзы, вы-
талкиваются вверх, открывая боковые каналы для обратной
промывки. Сигналом о восстановлении циркуляции служит сни-;
жение давления на нагнетательной линии.
В верхнем положении гильза 7, седло 9 и пробка ПП-100x50
удерживаются защелками 4, входящими в расточку 12 корпуса
6 золотникового устройства. Эта фиксация внутренних подвиж-
ных деталей необходима для бессифонного подъема колонны
труб и при замене бурового раствора на воду.
После окончания обратной промывки производят доподъем
колонны насосно-компрессорных труб на высоту 50—70 м,
оставляют скважину на ОЗЦ. По истечении срока ОЗЦ произ-
водят допуск колонны насосно-компрессорных труб для опре-
деления верхней отметки моста и путем замены бурового раст-
вора на воду осуществляют испытание качества установленного
цементного моста.
342
Таблица 56
я 4в1эои ияхаяю yaHxdaa ehh^Xitj с — о о о О г- о со ЮР- СЧ О 00 —’СО см сч —<
Давление, МПа яэциит aeado Hdu Ю О О LO сч —’ СО СО СЧ СЧ
BdetA 1НЭЯ0И s 00 00 00 о о
hmhbV -odu энном я о О LO о о LO L.O со to
Объем растворов, м3 продавочного ияэаь -ихмвф О 00 00 СО LO 00 00 Г- LQ
Ххэь -□Bd он СО Г- О СЧ Tf -Ф со 1Л Ь- 00 Г- to
олонхнэяаТ! о СО —и 00 00 ~ — —? о* о*
1 Плотность растворов, г/'см3 цементного l 1,84 1,80 1,90 1,80 1,78—1,80
промывочного 1,80 1,60—1,72 1,60 ,1,80 1,64
Размер насос- но-компрес- сорной тоубы я ‘BHHlftf Ю О to СО r-СО г- о '^тГСЧ'^’-’С'ОО'^Ю СООГ-СО^Ю^ОО — — сч —< —«
яя ‘diaHeMV со^соосоососо f-. О0 Г- СО Г— t—
Интервал ; установки моста, м 1645—11590 3765—3738 2290—2270 2030-i20Q0 1850—1830
- R Я О i « с о 5 s к о S о sr as сд со со со X X X X 00 со оо GO СО сд со со со со
1 Площадь Кюровдаг Карабаглы Кюровдаг • Кюрсангя
пнижваяэ dawoH IX СО СО О О оо lO Ю —и тг —« 00 00 со
При качественной ус-
тановке моста поднимают
насосно - компрессорные
трубы. После подъема
устройства из скважины
отвинчивают переводник
1, извлекают гильзу 7 с
седлом 9, снимают сто-
поры 8, а при снятии за-
порного седла 9 извлека-
ют продавочную пробку
из гильзы. Для освобож-
дения седла от продавоч-
ной пробки отвинчивают
остов 4 (см. рис. 128,6),
снимают колпак 6 и вы-
бивают стержень 8, а за-
тем и амортизатор 7.
Освобожденный приза-
бойный золотник от про-
давочной пробки собира-
ют с новыми шпильками
10 (см. рис. 128,а). В про-
давочной пробке заменя-
ют манжеты.
Работоспособность уст-
ройства отработана при
проведении стендовых ис-
пытаний и проверена на
практике при установке
цементных мостов в глу-
боких скважинах.
По описанной техно-
логии в Али-Байрамлин-
ском УБР осуществлена
опытная установка пяти
цементных мостов в глу-
боких скважинах на пло-
щадях Кюровдаг, Кара-
баглы и Кюрсангя [31],
результаты которых при-
ведены в табл. 56.
Во всех случаях каче-
ство установленного це-
ментного моста было
удовлетворительным.
Из табл. 56 видно, что
устройство Азнипинефть
343
УКЗ-95М обеспечило качественную установку цементных мостов
в скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами диа-
метрами 146 и 168 мм, на глубинах от 1645 до 3765 м за одну
скважино-операцию.
Установка цементных мостов под надлежащим технологи-
ческим контролем дает возможность значительно' сократить
расход тампонажного цемента, так как при обычной технологии
этот расход более чем вдвое превышает действительную его пот-
ребность.
Если в скважине имеется песчаная пробка, которую перед
началом забойного цементирования требуется промыть, то в
этом случае (по мнению Г. К. Касумова) используется специ-
альный корончатый фрезер, который навинчивается в конусное
направление призабойного золотника устройства Азнипинефть
УКЗ-95М.
С помощью фрезера прорабатывают и промывают призабой-
ную пробку, после чего, не поднимая колонны насосно-компрес-'
сорных труб, устанавливают цементный мост [30].
Устройство УкрНИИПНД для контролируемой установки
цементных мостов
Основной технологической задачей для обеспечения уста-
новки качественных цементных мостов в глубоких скважинах
является разделение тампонажного раствора и промывочной
жидкости в процессе закачивания и продавливания тампонажно-
го раствора при помощи разделительных цементировочных про-'
бок в трубах с равнопроходным и неравнопроходным сечением^
С этой целью в УкрНИИПНД [44] разработан способ уста-
новки цементных мостов через бурильные и насосно-компрес-
сорные трубы с помощью специального устройства для контро-
лируемого забойного цементирования — УКЗЦ-140. Устройство
(рис. 129) состоит из корпуса 1, посадочной плиты 2, сменных
шпилек 3, направляющей пробки 4 и двух шаровых резиновых
разделителей 5.
Корпус устройства представляет собой муфтовый конец
бурильной или насосно-компрессорной трубы (в зависимости
от типа и диаметра заливочных труб) длиной 800—1500 мм с
четырьмя боковыми заливочными отверстиями, расположенными
в одной плоскости, и двумя отверстиями с резьбой под шпильки.
Нижний конец корпуса снабжен цилиндрической резьбой под
направляющую пробку.
Посадочная плита с вогнутой полусферической верхней по-
верхностью, пятью вертикальными отверстиями и кольцевой вы-!
точкой на боковой поверхности удерживается в корпусе устрой-
ства при помощи двух шпилек.'
Направляющая пробка с одним центральным и четырьмя
344
боковыми промывочными отверстиями одновременно является
ограничителем движения посадочной плиты после срезки шпи-
лек и ввинчивается в нижнюю часть корпуса устройства.
Шаровые резиновые разделители с жидкостным заполнением,
применяемые в нефтяной промышленности для очистки нефте-
проводов и выкидных линий в эксплуатационных скважинах,
выполняют роль верхней и нижней разделительных пробок. С
а
Рис. 129. Устройство для
контролируемой установ-
ки цементных мостов
УКЗЦ-140:
а — в момент схождения
шаровых резиновых разде-
лителей и перекрытия ими
заливочных отверстий; б —
после срезки шпилек и от-
крытия заливочных отвер-
стий
Рис. 130. Цанговый ог-
раничитель
целью надежного разделения жидкостей их диаметр подбира-'
ется на 3—5 мм больше внутреннего диаметра корпуса. Благо-
даря своим упругим свойствам шаровые резиновые разделители
способны проходить через суженные участки труб (высадка
внутрь) и мгновенно восстанавливать свои размеры и форму в’
нормальном сечении трубы.
При использовании в качестве заливочной колонны труб с
равнопроходным сечением устройство снабжается еще одной
дополнительной деталью — цанговым ограничителем (рис. 130).
Ограничитель, выполненный в виде цанговой пружины, уста-
навливается в муфте устройства на торец корпуса и предотвра-
щает смещение шаровых резиновых разделителей вверх под
действием перепада давления, создаваемого разностью плотно-
стей тампонажного раствора и промывочной жидкости. В уст-
345
ройствах, предназначенных для установки мостов через трубы
с высаженными внутрь концами, цанговый ограничитель отсут-
ствует, а его функции выполняет высаженная внутрь часть
трубы.
Порядок работ при установке цементных мостов с помощью
УКЗЦ-140 следующий.
Устройство в собранном виде (без шаровых резиновых раз-'
делителей) закрепляют машинными ключами на нижнем конце
колонны заливочных труб и спускают до нижней отметки интер-'
вала установки моста.
Устье скважины оборудуют соответствующей цементировоч-
ной головкой, в которую вставляют два шаровых резиновых раз-
делителя. После промывки скважины и закачивания расчетного
количества буферной жидкости вывинчиванием стопоров цемен-
тировочной головки освобождают первый шаровой резиновый
разделитель, выполняющий роль нижней разделительной проб-
ки. В соответствии с рецептурой, подобранной в лаборатории,
производят затворение необходимого количества тампонажного
раствора и закачивают его в заливочные трубы. Вслед за этим
вывинчиванием стопоров цементировочной головки освобождают
второй шаровой разделитель и закачивают продавочную жид-
кость. Закачав в заливочные трубы расчетный объем продавоч-
ной жидкости, получают сигнал об окончании процесса продав-
ливания тампонажного раствора в кольцевое пространство, ко-
торый фиксируется на манометре резким повышением давления
в результате схождения шаровых резиновых разделителей и
перекрытия ими заливочных отверстий (см. рис. 129, а). Послед-
ние 2—1,5 м3 продавочной жидкости закачивают одним цемен-
тировочным агрегатом на первой скорости. После получения
сигнала об окончании продавки (удара) немедленно снижают
давление на цементировочных агрегатах. Повышать давление
«удара» над рабочим давлением более чем на 3,0 МПа не реко-
мендуется во избежание преждевременного среза шпилек, удер-
живающих посадочную плиту в корпусе.
Вслед за этим заливочные трубы поднимают до верхней от-
метки цементного моста и при работе цементировочного агрега-
та на малой скорости нагнетают продавочную жидкость в трубы
до момента среза шпилек. Освобожденная в результате среза
шпилек посадочная плита вместе с шаровыми резиновыми раз-
делителями перемещается в крайнее нижнее положение до на-
правляющей пробки (рис. 129, б), в результате чего открыва-
ются заливочные отверстия в корпусе устройства, что фиксиру-
ется резким падением давления на манометре.
Срезку цементного моста и промывку скважины производят
либо цементировочным агрегатом, либо буровыми насосами
прямой циркуляцией до полного вымывания излишков тампо-
нажного раствора из кольцевого пространства в течение време-
ни, предусмотренного планом работ.
346
Эту операцию можно производить и обратной промывкой,
но при этом в УКЗЦ-140 следует применять посадочную плиту,
приведенную на рис. 131. Она отличается наличием хвостовика
с цилиндрическим каналом и двумя пружинными защелками,
позволяющими надежно герметизировать внутреннее простран-
ство УКЗЦ-140 от проникновения в него жидкости через на-
правляющую пробку и предотвращать перемещение шаровых
резиновых разделителей выше заливочных от-
верстий в корпусе устройства.
Для улучшения условий вытеснения промы-
вочной жидкости в интервале установки цемент-
ного моста целесообразно перед первым шаро-
вым разделителем закачивать буферную
жидкость.
Рис. 131. Специальная посадочная плита с фиксатором для
осуществления обратной промывки:
/ — посадочная плита; 2 — вертикальные цилиндрические каналы;
3 — уплотнительное резиновое кольцо; 4— радиальные заливочные
отверстия; 5—полный хвостовик; 6—защелка; 7— ось защелки;
8 — пластинчатая пружина
Наличие боковых заливочных отверстий обеспечивает при-
нудительный выход тампонажного раствора непосредственно
в кольцевое пространство с повышенной скоростью струи, спо-
собствующей полному вымыванию промывочной жидкости из
каверны. При этом рекомендуется расхаживать колонну зали-
вочных труб. Промысловые испытания устройства при установке
цементных мостов различного назначения проведены в скважи-
нах на площадях Украины и Белоруссии. Они подтвердили на-
дежность и высокую эффективность предложенной конструкции
устройства, а также возможность многократного применения
всех его узлов. Во всех случаях использования УКЗЦ различно-
го диаметра в скважинах установлены цементные мосты задан-
ной высоты и требуемого качества.
Список литературы
1. Александров М. М. Силы сопротивления при давлении труб в скважи-
не. М., Недра, 1978.
2. Бурение наклонно-направленной скважины с отклонением забоя 2453
м / И. Г. Архипов, Ю. А. Аронов, В. В. Безумов и др. — РНТС Бурение, М.,
ВНИИОЭНГ, 1972, № 71, с. 13—15.
3. Белоусов Г. А., Винарский М. С., Сурикова О. А. Использование об-
легченных тампонирующих смесей для ликвидации поглощений бурового раст-
вора. — Обзорная информация. Сер. Бурение, М., ВНИИОЭНГ, 1979, с. 52.
4. Биргер И. А., Иосилевич Г. Б. Резьбовые соединения. Детали машин.
М., Машиностроение, 1973.
5. Блажевич В. А., Умрихина Е. Н. Инструкция по применению тампо-
нажных смол на основе сланцевых фенолов при проведении изоляционных ра-
бот а скважинах. Уфа, Башнипинефть, 1971.
6. Булатов А. И. Управление физико-механическими свойствами тампо-
нажных систем. М., Недра, 1976.
7. Булатов А. И., Измайлов Л. Б., Лебедев О. А. Проектирование конст-
рукций скважин. М., Недра, 1979.
8. Булатов А. И., Уханов Р. Ф. Совершенствование гидравлических ме-
тодов цементирования скважин. М., Недра, 1978.
9. Бронзов А. С., Васильев Ю. С., Шетлер Г. .4. Турбинное бурение на-
клонных скважин. М., Недра, 1977.
10. Вудлан Б., Пауэлл Г. Расчет обсадных колонн для наклонно-направ-
ленных скважин. — В кн.: Конструирование и технология машиностроения,
1975, с. 42'—50 (Тр. Американского общества инженеров-механиков).
11. Григорьев И. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых
диаметров. М., Недра, 1974.
12. Детков В. П., Крылов В. И., Сидоров Н. А. Особенности крепления
наклонно-направленных скважин в Западной Сибири. — ТНТО. Сер. Бурение,
М„ ВНИИОЭНГ, 1977.
13. Детков В. П., Сабирзянов А. X. Применение аэрированных тампо-
нажных суспензий для цементирования скважин. — Нефтяное хозяйство, 1976,
№ 5, с. 16—20.
14. Еремин Г. А., Булатов А. И., Повышение качества установки Цемент-
ных мостов. М„ ВНИИОЭНГ, 1980.
15. Измайлов Л. Б. Современные способы предупреждения повреждения
обсадных колонн. — Обзор по основным направлениям развития отрасли. Сер.
Бурение. М., ВНИИОЭНГ, 1978, с. 40.
16. Изоляция поглощающих пластов стальными профильными перекрыва-
телями / Г. С. Абдрахманов, А. Г. Зайнуллин, А. В. Перов, и др,—РНТС
Бурение, М., ВНИИОЭНГ) 1979, № 5, с. 15—17.
17. Инструкция по расчету обсадных колонн для наклонно-направленных
скважин / Г. Г. Шинкевич, А. Е. Сароян, В. Н. Пчелкин и др. Куйбышев,
ВНИИТнефть, 1979, с. 20.
18. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на
нефтяных месторождениях Западной Сибири. Тюмень, Главтюменьнефтегаз,
1975, с. 83.
19. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых
скважин / Г. М. Саркисов, А. Е. Сароян, Ю. Г. Апанович и др., Куйбышев,
ВНИИТнефть, 1976, с. 152.
20. Интенсивность искривления скважин при использовании турбинных от-
клонителей / Т. Н. Бикчурин, Ф. А. Козлов, М. Т. Гусман, И. И. Кузнецова. —
Нефтяное хозяйство, 1977, № 8, с. 15—16.
21. Калинин А. Г. Искривление скважин. М., Недра, 1974.
2'2 . Крылов В. И., Сухенко Н. И. Временная инструкция по исследованию
поглощающих пластов и борьбе с поглощениями промывочной жидкости при
бурении скважин. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1974, с. 206.
348
23. Кушнаренко И. А., Бабаян Э. В., Кобзев В. А. Применение бурильных
эксцентриков типа ЭБ. — Нефтяное хозяйство, 1978, № 8, с. 54—56.
24. Липатов В. И., Мительман Б. И., Плотников В. М. Об определении кри-
тического режима течения буровых и цементных растворов. — Нефтяное
хозяйство, 1972, № И, с. 27—30.
25. Макеев Н. М., Серенко И. А. Эффективность применения тампонажных
паст для ликвидации поглощений. — ТНТО. Сер. Бурение, М., ВНИИОЭНГ,
1974.
26. Межлумов А. О. и др. Применение аэрированного глинистого раствора
и сжатого воздуха при цементировании эксплуатационных колонн. — Газовая
промышленность, 1975, № 8, с. 7—12.
27. Мирзаджанзаде А. X., Крылов В. И., Аветисов А. Г. Теоретические
вопросы проводки скважин в поглощающих пластах. — ТНТО. Сер. Бурение,
М„ ВНИИОЭНГ, 1973.
28. Определение размеров застойной зоны при течении вязко-пластичных
жидкостей Нижнего Дона и техника геологоразведочных работ / Р. Ф. Уханов,
А. И. Булатов, Д. X. Динмухаметов, И. М. Давыдов. Изд-во Ростовского
ун-та, 1970, с. 229—234.
29. Оптимизация последовательной перекачки нефтепродуктов / М. В. Лу-
рье, В. И. Марон, Л. А. Мацкин и др. М., Недра, 1979.
30. Опробование устройства «Азнипинефть, УКЗ-95М» при установке це-
ментных мостов / Г. Н. Протасов, Г. С. Меликов, Б. Л. Ионе, Г. К. Касумов —
Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1978, № 10, с. 17—19.
31. Опыт использования тампонажных растворов с высокой водоотдачей
для ликвидации поглощения в Альметьевском УБР / Б. М. Курочкин, Р. X.
Фаткуллин, Т. Н. Бикчурин и др. — РНТС Бурение, 1979, № 1, с. 15—17.
32. Опыт применения устройства УЦМ-140 для установки цементных мос-
тов в эксплуатационных колоннах / Б. В. Крых, П. И. Антонов, Н. Н. Баран,
П. А. Власов. — РНТС Бурение, 1980, № 12, с. 4—8.
33. Павлечак А. В., Кошелев А. Т., Еремин. Г. А. О некоторых причинах
негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн. — В кн.: Технология
крепления скважин (Труды ВНИИКРнефти, 1980, вып. 19).
34. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин.
/А. X. Мирзаджанзаде, В. И. Мищевич, Н. И. Титков и др. М., Недра, 1975.
35. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении сква-
жин / А. Ф. Озеренко, А. К. Куксов, А. И. Булатов, И. А. Сибирко и др. М.,
Недра, 1979.
36. Применение для крепления скважин аэрированных тампонажных раст-
воров с добавлением ПАВ и стабилизаторов / В. А. Амиян, С. С. Джангиров,
В. И. Крылов, Н. А. Сидоров. — Обзорная информация. Сер. Бурение, М.,
ВНИИОЭНГ, 1978.
37. Применение отверждаемого глинистого раствора для изоляционных
работ в нефтяных и газовых скважинах/А. И. Булатов, В. И. Крылов,
И. А. Сидоров и др. — В кн.: Буровые растворы, крепление скважин и пре-
дупреждение осложнений, 1972, с. 274—284 (Труды ВНИИКРнефти).
38. Применение полиакриламидцементных паст для изоляции зон интенсив-
ного поглощения бурового раствора/Е. П. Ильясов, Н. М. Макеев, Л. А.
Шашмурин и др. — РНТС Бурение, 1979, № 1, с. 18—20.
39. Причины нарушения резьбовых соединений эксплуатационных колонн
в наклонных скважинах/Г. Г. Шинкевич, В. Н., Пчелкин, М. О. Крист, Н. Л:
Щавелев. — РНТС Бурение, 1977, № 7, с. 42—44.
40. Промывка при бурении, креплении и цементировании скважин / В. Г.
Беликов, А. И. Булатов, Р. Ф. Уханов, В. И. Бондарев. М., Недра, 1974.
41. Промысловые испытания нового заколонного гидравлического паке-
ра / Ю. 3. Цырин, В. И. Ванифатьев, Ахмадшин и др. — РНТС Бурение,
1979, № 1, с. 9—12.
42. Протодьяконов М. М., Тедер Р. И. Методика рационального планиро-
вания экспериментов. М., Наука, 1970.
43. Сароян А. Е. Руководство по расчету натяжки и допустимого внут-
реннего давления в обсадной колонне. Баку, Азниибурнефть, 1965.
349
44. Устройство для контролируемой установки цементных мостов / Н. И.
Марухнян, И. С. Финогенов, Г. Н. Гирилович, Т. К. Дубровский. — В кн.: Бу-
рение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1974, с. 147—150.
45. Формирование потоков вязко-пластичной жидкости в затрубном про-
странстве скважины / М. О. Ашрафьян, А. И. Булатов, Г. А. Еремин, Е. А.
Нелепин. — Нефтяное хозяйство, 1972, № 11, с. 25—28.
46. Шерстнев И. М., Расизаде Я. М„ Ширинзаде С. А. Предупреждение
и ликвидация осложнений в бурении. М., Недра, 1979.
47. Шинкевич Г. Г., Пчелкин В. И. К расчету страгивающей нагрузки резь-
бовых соединений обсадных труб в искоивленных скважинах. — В кн.: Нефте-
промысловые трубы, 1975, с. 80—89. (Тр. ВНИИТнефти, вып. 5).
48. Шинкевич Г. Г. и Пчелкин В. Н. О целесообразности использования
обсадных труб с резьбой трапецеидального профиля для крепления наклонно-
направленных скважин. — В кн.: Нефтепромысловые трубы, 1977, с. 109—113
(Тр. ВНИИТнефти, вып. 9).
49. Шинкевич Г. Г., Пчелкин В. П., Сиднев В. В. Уточненный расчет дав-
лений на обсадную колонну в наклонно-направленных скважинах. — Нефтяное
хозяйство, 1977, № 12. с. 17—18.
50. Шинкевич Г. Г. Расчет резьбовых соединений обсадных колонн с уче-
том изгиба в наклонно-направленных скважинах. — Нефтяное хозяйство,
1979, № 11, с. /-/-17.
51. Шинкевич Г. Г. Уточненный расчет страгивающей нагрузки при спус-
ке обсадных колонн в наклонных скважинах. — В кн.: Нефтепромысловые
трубы, 1978, с. 77—79 (Тр. ВНИИТнефти, вып. 10).
52. Щербюк Н. Д., Якубовский Н. В. Резьбовые соединения труб нефтя-
ного сортамента и забойных двигателей. Недра, 1974.
53. Bruce Woodlan Graphical method speed deviated well casing design.—
World Oil, 1975, 1 XI, vol. 80. № 2, p. 11 — 15.
Оглавление
Предисловие 3
Глава I. Особенности крепления и цементирования наклонных
скважин 5
Профиль ствола скважины и пространственное искрив-
ление 5
Желобные выработки 6
Осложнения при проводке наклонных скважин 9
Конструкции наклонных скважин и некоторые особен-
ности их выбора 11
Повреждение обсадных колонн в результате их износа 19
Глава II. Спуск обсадных колонн в наклонные скважины 23
Определение конфигурации, поперечных размеров и объе-
ма ствола скважины 23
Определение объема ствола скважины по данным про-
филеметрии 25
Оценка проходимости колонн обсадных труб по стволу
скважины 28
Жесткость бурильных и обсадных труб 38
Расчет компоновок низа бурильного инструмента для
подготовки скважин к спуску обсадных колонн 41
Оборудование колонн элементами технологической ос-
настки с учетом особенностей цементирования скважин
в случае наклонного ствола 49
Глава Ill. Особенности движения буровых и тампонажных раство-
ров в наклонных скважинах 62
Промывка скважин перед цементированием 62
Выбор количества жидкости при промывке ствола 74
Повышение качества промывки при подготовке ствола
к цементировани ю 80
Особенности течения буровых и тампонажных растворов
в наклонных скважинах 83
О критическом числе Рейнольдса при течении в эксцент-
ричном пространстве 95
Глава IV. Вытеснение жидкостей из эксцентричного кольцевого про-
странства наклонных скважин ЮО
Основные закономерности вытеснения маловязкой легкой
жидкости другой жидкостью 101
Закономерности вытеснения высоковязкой и более тя-
желой ньютоновской жидкости менее вязкой и тяжелой"
жидкостью из эксцентричного кольцевого зазора 107
Особенности вытеснения вязко-пластичных жидкостей из
эксцентричного зазора применительно к цементированию
наклонных скважин 111
К определению необходимого для цементирования на-
клонных скважин объема тампонажного раствора 11 5
Глава V. Пути повышения герметичности ствола наклонных сква-
жин 120
Расхаживание обсадных колонн в наклонных скважинах 120
Цементировочное оборудование для морских скважин 134
Муфты для ступенчатого цементирования 138
Использование заколонных пакеров при креплении на-
клонных скважин 144
Устройство УЦМ-140 для установки цементных мостов в
эксплуатационных колоннах 150
I 351
Глава VI. Особенности применения буферных жидкостей в наклон-
ных скважинах 153
Определение необходимых для цементирования наклон-
ных скважин количеств буферных жидкостей 161
Глава VII. Тампонажные цементы для цементирования наклонных
скважин 166
Повышение деформативных свойств тампонажных це-
ментов 173
Глава VIII. Расчет обсадных колонн 179
Причины нарушения резьбовых соединений эксплуата-
ционных колонн в наклонных скважинах 179
Расчет наружных и внутренних давлений на обсадную
колонну в наклонно-направленных скважинах 182
Расчет прочности резьбовых соединений. 193
Расчет обсадных колонн на растяжение 194
Расчет натяжения обсадных колонн 200
Глава IX. Осложнения при креплении и цементировании наклонных
скважин и мероприятия по их предупреждению 203
Повреждения обсадных колонн в наклонных скважинах 203
Природа газонефтепроявлений 211
Седиментационные процессы 215
Тампонажные смеси для изоляции зон поглощений. 221
Опыт изоляции поглощающих зон в производственных
условиях 242
Цементирование скважин аэрированными тампонажными
растворами 261
Седиментационная устойчивость аэрированных цемент-
ных растворов 265
Промысловые испытания надежности крепления скважин
с применением аэрированных тампонажных растворов 269
Методика расчета процесса цементирования колонн аэри-
рованным раствором 282
Определение средней плотности аэрированного раствора
под давлением 287
Оборудование и приспособления для приготовления и за-
качки в скважину аэрированных тампонажных растворов 288
Глава X. Ремонтные изоляционные работы в наклонных скважинах 291
О некоторых причинах негерметичности резьбовых сое-
динений обсадных колонн 292
Довинчивание резьбовых соединений обсадных колонн с
устья наклонных скважин 294
Ремонт обсадных колонн стальными гофрированными
пластырями 301
Глава XI. Установка цементных мостов в наклонных скважинах 308
Выбор тампонажных материалов 310
Оценка значимости факторов при установке мостов при
помощи последовательной диагностической процедуры 312
Повышение надежности доставки цементного раствора в
скважину по заливочной колонне 316
Влияние контракции цементного раствора и поршневого
эффекта при подъеме труб на качество мостов и меро-
приятия по их предупреждению 332
Планирование работ по установке цементных мостов 333
Изоляционные работы по исправлению недоподъема це-
ментного раствора за колонной 337
Устройство АзНИПИнефть УКЗ-95М 340
Устройство УкрНИИПНД для контролируемой установ-
ки цементных мостов 341
Список литературы 348
352