Технология цементирования нефтяных и газовых скважин - Булатов А.И.

Автор: Булатов А.И.
Теги: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых нефть бурение скважин нефтяная промышленность
Год: 1983
Похожие
Заканчивание скважин
Тампонажные материалы и технология цементирование скважин
Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин
Расчеты в бурении. Справочное пособие
Текст
                    А. И. БУЛАТОВ
ТЕХНОЛОГИЯ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ
СНВАЖИН
Издание второе,
переработанное и дополненное
МОСКВА НЕДРА 1983
УДК 622.245.42
Булатов А. И. Технология цементирования нефтяных и газовых
скважин. 2-е изд., перераб. и доп. М., Недра, 1983. 255 с.
Во втором издании (1-е изд.— 1973) на основе последних
достижений науки, техники и передового опыта изложены во-
просы технологии цементирования нефтяных и газовых сква-
жин. Основное внимание уделено новым методам, а также изу-
чению факторов, улучшающих качество разобщения пластов.
Рассмотрены проблемы вытеснения буровых растворов тампо-
нажными, их технологические свойства, влияние на качество
разобщения пластов комплекса мероприятий (расхаживание об-
садных колонн, цементирование, применение скребков, буфер-
ной жидкости и др.). Освещены основные направления совер-
шенствования техники и технологии цементирования скважин.
Даны рекомендации по рациональному расположению оборудо-
вания.
Для инженерно-технических и научных работников буровых
предприятий нефтяной и газовой промышленности.
Табл. 28, ил. 107, список лит.— 34 назв.
Рецензент — инж. С. Н. Шандин (Миннефтепром).
^,2504030300—176
Ь 043(01)—83
164—83
© Издательство «Недра», 1983.
ПРЕДИСЛОВИЕ
В книге основное внимание уделено технологии цементирования
скважин, новым методам повышения качества работ, изучению
факторов, улучшающих качество разобщения пластов. Рассмотрены
технологические свойства тампонажных и буровых растворов, во-
просы вытеснения и смешения этих жидкостей, изучены условия
цементирования скважин с использованием комплекса технологи-
ческих мероприятий по повышению качества разобщения пластов.
В работе систематизированы современные достижения передо-
вой науки и промышленности как в СССР, так и за рубежом.
Показано, что качественное цементирование скважин обеспе-
чивается только при комплексном решении всех вопросов крепле-
ния, что технология цементирования имеет свою специфику и тре-
бует систематизированных специальных знаний и практических
навыков. Так как материалы и способы цементирования пока не-
совершенны, возможны случаи некачественного цементирования
скважин. Следовательно, цементирование не может рассматри-
ваться как разовая, единичная технологическая операция. Нужны
службы контроля и ремонта, поддержания качества крепи. Необ-
ходимы более полные комплексные исследования технологических
операций и их результативности.
Книга явилась результатом исследований и работ, проведенных
под руководством автора.
Автор благодарит сотрудников ВНИИКРнефти и производст-
венников, принимавших участие в решении или обсуждении за-
тронутых проблем.
ПРИРОДА И МЕХАНИЗМ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
ФЛЮИДОПРОВОДЯЩИХ КАНАЛОВ
В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИН
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Цементирование нефтяных и газовых скважин — наиболее ответст-
венный этап их строительства. Особая важность и значимость це-
ментировочных работ обусловливаются тем, что неудачи при их
выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущих этапов
строительства скважины.
Некачественное цементирование скважин приводит к сокраще-
нию срока их службы, требует больших затрат на ремонтные ра-
боты по разобщению пластов, может привести к гибели скважины
и даже месторождения. Некачественное цементирование разведоч-
ных скважин и возникшие в связи с этим сообщения между пла-
стами приводят к неверной оценке запасов залежи, не обеспечи-
вают охраны недр. Поэтому к организации и проведению цементи-
рования следует подходить со всей серьезностью и ответствен-
ностью.
В настоящее время достигнуты большие успехи в создании но-
вых цементировочных машин, в организации процесса цементиро-
вания, в разработке новых тампонажных материалов, химических
реагентов, но до сих пор остаются невыясненными причины сооб-
щений пластов, перетоков, газопроявлений, возникновения «вто-
ричных» нефтегазовых залежей и других осложнений, связанных
с нарушением герметичности затрубного пространства.
Сложность установления основных факторов, способствующих
каналообразованию, заключается в первую очередь в том, что для
выявления причин их возникновения необходимо моделировать
происходящие процессы. Но опыт и расчеты показали, что моделью
скважины или ее отдельного элемента по праву может считаться
только сама скважина или ее соответствующая часть. Часто дока-
зывается возможность проведения нового мероприятия, но не до-
казывается его эффективность. Установление основных причин
каналообразования и низкого качества цементирования позволяет
выработать или обновить технологические приемы цементирования
скважин.
Качество работ определяется при прочих равных условиях (кон-
струкция и геологическое строение) качеством цементного раст-
вора и камня, соответствием их свойств условиям скважины, под-
готовкой ствола скважины и технологией цементирования.
Сообщение через затрубное пространство скважины может осу-
ществляться только при наличии каналов. Следовательно, для
4
движения флюидов из пласта в пласт или к устью скважины нужно
выполнить два условия: обеспечить наличие канала и передать
давление флюидам (в случае движения газа необходимость выпол-
нения второго условия может отпасть).
Цементирование и борьба с перетоками, газопроявлениями и
грифонами показывают, что в большинстве случаев они имеют одну
и ту же природу. Разработка мероприятий, предупреждающих пе-
ретоки, газопроявления и грифоны, требует установления причин,
способствующих их возникновению и развитию, классификации
факторов, определяющих высокое качество цементирования и фор-
мирования каналов в затрубном пространстве.
Объяснение причин движения газа и других флюидов по затруб-
ному пространству после цементирования скважин и объединение
отдельных точек зрения (часто противоречивых) о природе газо-
проявлений, перетоков и образования грифонов в единую теорию
представляет сложную задачу, так как причины рассматриваемых
осложнений пока недостаточно изучены 1.7, 26]. Причин несколько,
и они требуют классификации, изучения и оценки.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИЧИН ОБРАЗОВАНИЯ
ФЛЮИДОПРОВОДЯЩИХ КАНАЛОВ В ЗАЦЕА\ЕНТИРОВАННОМ
ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИН
На основании анализа промыслового, экспериментального и тео-
ретического материалов предложена классификация причин об-
разования каналов в заколонном пространстве при цементировании
и после него (рис. 1).
Рассмотренные факторы разделены на геологические, техниче-
ские, технологические, физико-химические, механические.
Геологические нарушения могут явиться причиной возникнове-
ния грифонов. Однако для подхода флюида к месту геологического
нарушения необходимо наличие или канала в затрубном простран-
стве, или течей в обсадной колонне.
Технические факторы могут явиться косвенной причиной фор-
мирования каналов в затрубном пространстве. Негерметичность
обсадной колонны может способствовать проникновению газа в за-
трубное пространство. Однако при обеспечении контакта цемент-
ного раствора (камня) с обсадной колонной и стенкой скважины
при достаточной непроницаемости камня течи в колонне не могут
быть причиной формирования канала в затрубном пространстве.
Технологические факторы зависят от многих обстоятельств, в том
числе от качества тампонажных смесей, уровня развития техники
и технологии процесса цементирования и др. При расхаживании
(движения вверх) обсадной колонны в движущемся цементном раст-
воре возможно некоторое снижение давления на пласт, что может
привести к проникновению газа (или другого флюида) в раствор.
При движении колонны вниз возможен гидроразрыв пластов.
5
Диффузия
Проникновение газа в восходящий поток цементного раствора
из пластов возможно только при значительной проницаемости про-
дуктивного пласта, отсутствии блокирующей зоны из фильтрата
глинистого раствора и незначительной водоотдаче цементного раст-
вора.
Некоторые авторы считают, что снижение давления на пласт
и проникновение пластового флюида (газа) в заколонное прост-
ранство могут происходить при гидроударе в момент посадки це-
ментировочной пробки на упорное кольцо. Однако опыт показы-
вает, что процесс цементирования скважин оканчивается при ма-
лых скоростях продавки (при работе одного-двух агрегатов) и силы
инерции при движении цементного раствора в затрубном прост-
ранстве малы. Поэтому действенность этого фактора несущественна.
После цементирования колонну часто оставляют под избыточ-
ным внутренним давлением. По истечении времени затвердения
цементного раствора давление снижается, колонна несколько де-
формируется, сокращаясь по диаметру. Так как цементный камень
приобрел прочность, между ним и колонной может остаться зазор
до 1 мм, который в некоторых случаях рассматривается как потен-
циальный канал для движения газа. Образование таких зазоров
предотвращается снижением избыточного внутреннего давления
в период ожидания затвердения цементного раствора (ОЗЦ).
Механические факторы приводят к трещинообразованию в це-
ментном камне при механическом воздействии: удары бурильных
труб и долота, перфорация (особенно при залповых выстрелах при
наличии незацементированных каверн) и др. Вполне возможно
образование каналов в цементном камне в процессе гидроразрыва
пластов. В поздний период работы скважины на развитие канало-
образований влияют температурные изменения, зависящие от ре-
жима эксплуатации скважины и проведения в ней различных ра-
бот.
Физико-химические факторы способствуют продвижению флюи-
да в затрубном пространстве. К ним относятся:
оставление глинистого раствора в затрубном пространстве сква-
жины (в виде «языков» или глинистой корки), по которому вследст-
вие диффузии газ поднимается вверх;
возникновение в цементном камне каналов в результате нали-
чия «избыточной» воды;
зависание цементного раствора при его загустевании и тверде-
нии с понижением давления на пласты;
образование вертикальных пристенных слоев воды или участ-
ков воды вследствие синерезиса глинистого раствора;
контракционные явления в цементном растворе и обезвожива-
ние «языков» глинистого раствора и глинистой корки в результате
Рис. 1. Факторы, способствующие образованию каналов, несплошного камня
и переносу флюида в заколонном пространстве при цементировании скважин
7
отсоса из них воды твердеющим цементным раствором (камнем);
изменение равновесия системы при седиментации твердой фазы
цементных растворов.
Одни исследователи считают, что канал образуется только в це-
ментном растворе или камне (на ранней стадии твердения), другие
считают, что каналы возникают в глинистой корке и в невытеснен-
ном глинистом растворе, находящихся в соприкосновении с цемент-
ным раствором и камнем. По мнению автора, нельзя делить зако-
лонное пространство на зоны возможного и невозможного канало-
образования. Каналы могут возникать там, где создаются наибо-
лее благоприятные условия,— в массе седиментирующегося це-
ментного раствора или в обезвоживаемых глинистых образованиях,
а в некоторых случаях — в обоих участках.
ВЛИЯНИЕ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
НА УСПЕШНОСТЬ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ
Качество крепления скважины во многом определяется свойствами
цементного раствора. На результат проведения операции влияют
сроки схватывания, время загустевания, реологические свойства,
водоотдача, расслоение раствора.
Анализ данных по глубоким скважинам показал, что большин-
ство скважин зацементировано растворами, после затвердения
которых образовался камень прочностью значительно меньшей,
чем указано в ГОСТ 1581—78 (1—2 МПа), т. е. при применении
растворов, дающих камень относительно невысокой прочности,
каналы в затрубном пространстве скважины могут и не возникнуть.
Известно немало случаев, когда применение растворов, дающих
высокопрочный камень, не обеспечивало качественного цементи-
рования скважин.
Анализ состояния скважин на многих месторождениях Совет-
ского Союза свидетельствует о том, что при существующей техно-
логии цементирования, даже при полном соответствии характери-
стик цементного камня требованиям ГОСТ 1581—78, гарантиро-
вать качество работ во всех скважинах невозможно.
ПУТИ ДВИЖЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
ПО ЦЕМЕНТНОМУ РАСТВОРУ
В скважине в процессе цементирования, ожидания затвердения
цементного раствора и при эксплуатации может сложиться разно-
образная ситуация, способствующая или препятствующая форми-
рованию каналов.
Каналообразования и последующие проявления газа иногда
связывают с седиментационной неустойчивостью цементного раст-
вора.
Из экспериментальных работ следует, что в утяжеленных це-
ментных растворах с немолотым магнетитовым или кварцевым пес-
ком и водоцементным отношением 0,5 седиментации зерен относи-
8
тельно цемента не происходит. Для уточнения некоторых особен-
ностей седиментации растворов и оценки влияния ее на формиро-
вание структуры цементного камня в условиях, близких к усло-
виям скважины, автором совместно с А. К- Куксовым и О. Н. Обо-
зиным были проведены специальные опыты. Они показали, что
в цементных смесях (до В/Ц « 0,6) седиментация происходит прак-
тически без относительного перемещения отдельных твердых ча-
стиц. Наблюдается сползание структурированной твердой массы
относительно неподвижных стенок сосуда, при этом вытесняемая
часть воды затворения профильтровывается вверх по микропорам
смеси. Сползание твердой части цементного раствора при повышен-
ном содержании воды затворения приводит к возникновению ка-
налов внутри столба цементного раствора.
Когда проницаемость раствора неодинакова по площади сече-
ния, вода, распределяясь неравномерно по сечению, устремляется
по его наиболее проницаемым участкам. Такой сосредоточенный
поток восходящей воды (полученный неоднократно в наших опытах)
может вызвать образование канала в результате суффозии в струк-
туре цементной смеси. Подобные каналы различной протяженно-
сти иногда возникают по всей высоте столба смеси.
Если цилиндр с цементным раствором составляет некоторый
угол с вертикалью, наблюдается самопроизвольное пристенное
каналообразование, которое правильно было бы назвать седимента-
ционным каналообразованием, так как оно является следствием седи-
ментации твердой составляющей цементного раствора. Опыты, про-
веденные со стеклянными трубками длиной до 2 м и диаметром
35 мм, поставленными под углом от 0 до 30° и заполненными раст-
вором, показали, что:
образование каналов наблюдается чаще у цементно-песчаных
смесей, реже у «чистых» цементных растворов (при больших углах
наклона) и не наблюдается у цементно-бентонитовых растворов;
образующиеся каналы заполнены сцементированными части-
цами цемента.
Одним из методов снижения эффекта пристенного каналообра-
зования, как считает А. И. Бережной, является так называемое
кондиционирование цементного раствора. Однако этот метод пред-
ставляет собой способ доведения цементного раствора до состоя-
ния, когда в нем начинают активизироваться физико-химические
процессы, в результате которых связывается вода, способная
участвовать в каналообразовании. Такое состояние раствора
можно обеспечить и другими, более легкими способами. О не-
убедительности этого метода свидетельствуют случаи некачест-
венного цементирования ряда скважин [7].
Следствием седиментационной неустойчивости раствора яв-
ляются водяные пояса (карманы), которые иногда считают основ-
ной причиной газопроявлений. Причинами возникновения водяных
поясов при седиментационно неустойчивых тампонажных раство-
рах могут быть местные сужения скважины, непостоянная прони-
9
цаемость раствора и, как следствие, неодинаковая скорость подъема
воды в различных участках сечения и др. Подтверждением се-
диментационной неустойчивости, как причины каналообразования,
является следующий пример.
При цементировании хвостовика, спущенного на 114-мм буриль-
ных трубах в скв. 674 Хаян-Корт объединения Грознефть [7],
давление резко возросло, и продолжать продавку утяжеленного
шлакомагнетитового раствора, обработанного виннокаменной кис-
лотой, стало невозможным. После подъема бурильных труб и
анализа причин аварии выяснилось следующее. Цементный раст-
вор образовал в трубах пробку, затем начал загустевать. При
подъеме труб после того, как в скважине их осталось 500 м, буро-
вой раствор из них перестал вытекать. Последующие 50 м труб
оказались заполненными смесью бурового и цементного растворов,
а ниже была пробка, которая удерживала оставшийся столб це-
ментного раствора. Из последующих труб (после отвинчивания)
стала вытекать прозрачная жидкость, оказавшаяся фильтратом це-
ментного раствора.
Нижние 450 м бурильных труб, находящиеся в интервале
3295—2845 м, были заполнены цементным камнем, через который
проходил канал с отфильтровавшейся из цементного раствора
жидкостью. Канал прослеживался не по всей длине колонны.
В нижней части ее канал проходил только в интервалах уменьше-
ния диаметра труб или вовсе отсутствовал. Канал прилегал к стенке
трубы. В рассматриваемом интервале скважина отклонена от вер-
тикали на 9—1Г.
Анализ материалов по разбуриванию цементного камня в хво-
стовике показал, что верхние 7 м хвостовика были свободны от
камня. Последующие 25—27 м долото опускалось при вращении
с малой скоростью. Но основная масса цементного камня, запол-
нявшего хвостовик, разбуривалась равномерно.
Если считать, что причиной каналообразований в затрубном
пространстве являются процессы, связанные с седиментацией в це-
ментных растворах, то без изменения существующей технологии
цементирования можно было бы повысить качество разобщения
пластов, например доведя водоотдачу раствора до значений, близ-
ких к нулевым.
Одной из основных причин движения флюида, особенно газа,
в заколонное пространство скважин считают падение давления
вследствие зависания цементного раствора при его загустевании
и твердении. При этом возникают, три вопроса: во-первых, зави-
сает ли цементный раствор при загустевании и твердении в стес-
ненном пространстве; во-вторых, если зависание наблюдается, то
происходит ли снижение давления, где, каким образом; в-третьих,
приводит ли это падение давления к обеспечению условий поступ-
ления флюида из пласта в заколонное пространство?
Многочисленные эксперименты с загустеванием и твердением
цементного раствора в стесненном пространстве в трубках диамет-
10
ром от 18 до 49 мм при различной
шероховатости внутренней поверхно-
сти всех вмещающих раствор сосудов
подтвердили зависание раствора [7 ].
В скважине эксперименты проводили
с различными растворами. ^Характер
падения давления описывается кри-
вой, приведенной на рис. 2.
При определенном сочетании ста-
тического напряжения сдвига (СНС)
0, диаметра сосуда (размера щели),
шероховатости внутренней поверхно-
сти и плотности твердой составляю-
щей смеси можно установить усло-
вия зависания раствора в цилиндре
(щели) при седиментации. В момент
зависания силы 0, приложенные к по-
верхности F контакта, должны быть
в равновесии с силами G веса столба
Рис. 2. График изменения дав-
ления при зависании твердею-
щего цементного раствора
в стесненном пространстве
раствора над рассматриваемым участ-
ком (имеется в виду равенство СНС по сечению раствора цилиндра):
G С 0F;
Q _ РцлР2/7 /1 + тп
~	4 S \ Н- т
(1)
(2)
где рц — плотность цементного раствора, кг/м3; D — диаметр ци-
линдра, м; Н — высота столба раствора, м; т — водоцементное
отношение; п — величина, соответствующая количеству связанной
воды в данный момент от начала затворения, которая зависит от
физико-химических свойств цементного раствора, температуры,
давления и химических добавок.
Подставив значения указанных величин в выражение (1) и сде-
лав некоторые преобразования, можно вычислить максимальный
диаметр цилиндра (размер щели) для случая полного зависания
смеси при условии, что шероховатость сосуда того же порядка,
что и размер наиболее крупных зерен цемента:
D < 40 (1 4~m)/pug(l тип).	(3)
При длительном движении воды или газа через еще не схватив-
шийся цементный раствор могут образоваться промоины и возник-
нуть локальные каналы и перетоки ограниченной протяженности
(межпластовые): вода затворения цементного раствора вытесняется
пластовой, образуя промоины вследствие суффозии и растворения
частиц цемента. При повышенных скоростях движения «прони-
цаемость», а точнее способность цементного раствора пропускать
11
(заменять воду затворения флюидом) через себя воду, газ или нефть,
может явиться одной из причин перетоков флюидов из пласта в
пласт при их близком расположении. Как показали наши исследо-
вания, прохождение через раствор любого флюида, даже воды,
приводит к резкому снижению прочности камня и образованию
промоин. При малой скорости продвижения воды без нарушения
структуры проявления маловероятны, так как за время движения
флюида цементный раствор затвердеет.
К упомянутой точке зрения близка другая, однако процессы
каналообразования при этом предполагаются уже на стадии кри-
сталлизационного структурообразования. В основу этого объясне-
ния также положена высокая проницаемость цементного раствора,
но уже в период «после начала схватывания». Причиной каналооб-
разования считается избыточное количество воды затворения по
сравнению с необходимым для химических процессов. Результатом
физико-химических процессов является возникновение вертикаль-
ных заполненных водой микроканалов диаметром около 0,2 мм
в цементном растворе или камне. Согласно данной точке зрения,
газопроявление может произойти только в том случае, когда из не-
которой части столба цементного раствора после наступления на-
чала схватывания будет вытеснена жидкость движущимся снизу
газом. Приближенные расчеты показывают, что для продвижения
газа на 1000 м в затрубном пространстве через цементный камень
потребуется более 30 сут, что не может объяснить причину газо-
водонефтепроявлений сразу же после цементирования скважины.
Причиной снижения давления считается также седиментацион-
ная неустойчивость цементных растворов. Это неточно. Снижение
давления произойдет и в случае седиментационной устойчивости,
например при зависании бурового раствора или другой вязко-
пластичной жидкости. Теоретическими и экспериментальными ис-
следованиями установлено, что недостаточная седиментационная
устойчивость цементных растворов приводит к развитию ряда от-
рицательных явлений, к которым могут быть отнесены: 1) резкое
ухудшение реологических свойств цементных растворов при про-
качивании их в зонах повышенной проницаемости вследствие бы-
строй потери избыточной воды; 2) увеличение проницаемости це-
ментного камня вдоль направления движения восходящей воды
при седиментации; 3) нарушение сплошности цементного камня
в затрубном пространстве: поперечной в результате образования
водяных «поясов» и продольной при возникновении каналов раз-
личной протяженности, промытых восходящей водой; 4) возникно-
вение дополнительных осевых нагрузок на обсадную колонну.
Но основным следствием седиментационно неустойчивых це-
ментных растворов является образование промоин главным образом
в вертикальном направлении, вода которых поглощается раствором
в результате контракции. Эти даже не сообщающиеся каналы —
потенциальные флюидопроводы по заколонному пространству.
12
ВОЗНИКНОВЕНИЕ КАНАЛОВ В НЕВЫТЕСНЕННОМ БУРОВОМ
РАСТВОРЕ И КОРКЕ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Рассмотрим предположение: флюид пласта (в первую очередь, газ)
может прорваться через глинистую корку. Если допустить, что
глинистая корка не претерпевает никаких физико-механических
изменений, т. е. объем корки постоянен, не повышается ее прони-
цаемость, а прочность прежняя, то возможным путем движения
флюида можно предположить канал, который возникнет после
сдвига корки. Не вдаваясь в детали физической сути процесса и
предполагая наличие резервуара для выдавливаемой корки, кото-
рая находится между стенкой скважины и цементным камнем (т. е.
между вертикальными концентрически расположенными трубами),
можно записать равенство сил в момент страгивания глинистой
корки (принят нормальный закон распределения напряжений,
корка недеформируема)
nhQKD, + О2) <	,	(4)
или
Pj>j4/i0/(O2—ОД-
(5)
где h — высота вытесняемой глинистой корки; 0 — напряжение
сдвига глинистой корки; Dj и D2-—внешние диаметры соответст-
венно цементного кольца и
стенки скважины; Р — усилие
сдвига глинистой корки.
С учетом сделанных допу-
щений Р будет больше вели-
чины, полученной по формуле
(5). Расчеты Р сведены в табл. 1
(толщина глинистой корки 5 мм).
Данные табл. 1 показывают,
что сопротивление, оказываемое
глинистой коркой по всей высоте
одновременно, намного больше
ТАБЛИЦА 1
Величина Р (в Н«102).
необходимая для прохождения
флюида через глинистую корку
высотой h, м
1	10	20
500	4	40	400
1000	8	80	800
2000	16	160	1600
пластового давления.
Исследования, проведенные автором, показали, что буровой
раствор и глинистая корка при контактировании с цементным ра-
створом коагулируют, вода поглощается цементным раствором (при
твердении на его поверхности развивается вакуум).
На рис. 3 приведен образец из цементного камня 1, твердевшего
при температуре 120 °C и давлении 30 МПа. Введенный в образцы
глинистый раствор 2 обезвоживался и становился камнеподобным.
Между цементным камнем и буровым раствором возникал зазор 3.
При твердении цементный раствор на основе портландцемента
поглощает 75—90 л воды на 1 т цемента, затворенного любым ко-
личеством воды (водоцементное отношение от 0,3 до 1,0). При по-
13
Рис. 3. Образец из цементно-
го камня с обезвоженным и
растрескавшимся буровым рас-
твором
—>-
Рис. 4. Разрез скв. 3:
7 — труба, покрытая растрескав-
шимся буровым раствором; 2 —
каверны, пустоты, заполненные воз-
духом; 3 — зазор, возникший в ре-
зультате обезвоживания глинистой
корки; 4 — смесь бурового и це-
ментного растворов (после тверде-
нн я)
ниженном водоцементном отношении процесс поглощения воды
происходит быстрее. Глубина проникновения Са++ в глинистый
раствор значительна и превышает толщину глинистой корки.
Скорость обезвоживания глинистого раствора и корки зависит
от температуры окружающей среды. Температура в скважине
уменьшается снизу вверх, поэтому и скорость обезвоживания, опре-
деляемая скоростью гидратации цемента, замедляется в том же
направлении. Если используется цементный раствор без добавок,
обезвоживание с последующим образованием канала в глинистом
растворе происходит при температуре 22 °C через 15 ч, а при тем-
пературе 75 °C газ свободно проникает через всю толщу обезвожи-
ваемого глинистого раствора уже через 4—5 ч. При твердении це-
ментного раствора всегда поглощается вода.
Скорость обезвоживания Q (скорость образования каналов) гли-
нистых растворов или корки является функцией многих факторов,
основной из которых — контракционный эффект k вяжущего. Ско-
рость развития этого эффекта зависит от минералогического со-
става цемента М, температуры и давления. Важное значение имеют
влажность В глинистой корки (раствора), масштабный фактор F,
14
определяющий площадь соприкосновения контактирующих по-
верхностей и др.
Q f(M, k, F, В, Т, р).	(6)
Газ проникает вверх по мере обезвоживания глинистого раст*
вора и корки и образования вертикального канала.
Большое значение в оценке возможности образования каналов
и их роли в развитии последующих осложнений имеет проверка
состояния цементного камня и глинистой корки в полупромышлен-
ных условиях. Такая проверка была проведена во ВНИИКРнефти
[7, 26]. На откосе горы было пробурено пять экспериментальных
скважин с помощью установки УРБ-300. Глубина скв. 1—12 м,
остальных 18,5 м.
Скв. 1 и 4 пробурены 214-мм долотом, в них оставлены 63,5-мм
бурильные трубы и зацементированы до устья. Скв. 2 и 5 пробурены
140-мм долотом, а скв. 3—214-мм долотом. Перед цементированием
скважины промывали глинистым раствором в течение 20—30 мин.
Параметры глинистого раствора: плотность 1350 кг/м3, вязкость
35 с по СПВ-5, водоотдача 24 см3 за 30 мин.
Все скважины зацементированы раствором, приготовленным из
цемента для «горячих» скважин новороссийского завода «Октябрь».
Растекаемость раствора по конусу АзНИИ 20-—22 см, плотность
1820 кг/см3. Скорость подъема цементного раствора составляла
0,1—0,6 м/с.
После ОЗЦ (в течение 4 сут) приступили к обнажению ствола
скважин. На рис. 4 приведен разрез скв. 3. Наружный осмотр сте-
нок скважины и цементного камня показал, что породы и цемент-
ный камень влажные. В продольном сечении скважины видна гли-
нистая корка, на контакте с цементным камнем она имеет сеть тре-
щин. При отделении породы от цементного камня на нем осталась
глинистая корка, покрытая густой сетью трещин. На поверхности
пастообразной массы глинистого раствора трещин не было. Там,
где цементный раствор контактировал с породой, качество изоля-
ции было высоким, затрубное пространство полностью перекрыто
цементным камнем, хотя цементный камень отслаивался от породы
без усилия. В теле монолитного камня пузырьки воздуха были рас-
пределены беспорядочно и не имели сколько-нибудь ориентирован-
ного направления относительно вертикальной оси скважины.
Возможной причиной предотвращения продвижения газа и за-
купоривания каналов в глинистом растворе и корке, находящихся
между цементным кольцом и стенкой скважины, являются обвалы
и осыпи в приствольной зоне стенок скважины. Очевидно, в неко-
торых случаях пластовая вода будет способствовать снижению
возможности каналообразований и, следовательно, продвижению
газа. Согласно рассмотренной гипотезе, мероприятия по предупреж-
дению каналообразований должны обеспечить контакт цементного
раствора со стенкой скважины и колонной при удалении остатков
глинистого раствора и корки хотя бы в местах необходимого обес-
15
печения герметичности скважины. При этом одно из первоочеред-
ных условий — снижение водоотдачи цементного раствора соот-
ветствующей его обработкой (введение структурообразователей, об-
работка химическими реагентами).
Предотвратить возникновение каналов в глинистой корке можно
также модифицированием бурового раствора в процессе проходки
интервала, где планируется подъем цементного раствора. Свойства
бурового раствора изменяются таким образом, что формируемая
в условиях скважины фильтрационная корка затвердевает и обес-
печивает связь с цементным камнем. Работы по изучению некото-
рых типов твердеющих корок были проведены в ТатНИИ и
ВНИИКРнефти. Фильтрационная корка с указанными свойствами
может быть создана заменой лабильной глинистой фазы в буровом
растворе материалом, имеющим физико-химическое сходство с це-
ментным раствором, и заменой глины в буровом растворе другими
минералами, обладающими прочной неразбухающей кристалличе-
ской решеткой, более сходной по строению и составу с цементным
материалом. Эти и подобные работы проводятся во ВНИИКРнефти.
Проницаемость цементного камня при температуре 20—90 °C
и относительно высоком давлении низка и через 0,5—1,0 год со-
ставляет (1—3) 10'3 мкм2. Вода, заключенная в порах цементного
камня, снижает его проницаемость. Она может играть определен-
ную роль в межпластовых перетоках по истечении значительного
времени, в коррозионном разрушении и суффозии цементного
камня. Объяснить случаи газопроявлений сразу же после цементи-
рования скважины этим фактором нельзя.
При высоких температурах проницаемость камня из портланд-
цемента возрастает, и при 130—200 °C она приближается к (3—7) х
X 10-2 мкм2. Камень с указанной проницаемостью может быть свое-
образным каналом.
СОСТОЯНИЕ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ В СКВАЖИНАХ
Непосредственно наблюдать результаты влияния технико-техно-
логических и физико-химических процессов на качество цементи-
рования можно при вскрытии затрубного пространства в скважи-
нах. ВНИИКРнефтью и б. КФ ВНИИнефтью совместно с Ярег-
ским нефтешахтным управлением были проведены работы по про-
водке, вскрытию и изучению стволов зацементированных скважин
(выполнено совместно с А. К- Куксовым).
Перед цементированием 168-мм колонны скв. 2Н (шахта № 1)
промывали глинистым раствором, предварительно выравнив его
параметры и снизив плотность до 1300—1400 кг/м8, вязкость до
35—45 с. Для приготовления цементного раствора использовали
7 т цемента, плотность раствора составляла 1860—1870 кг/м3, ра-
стекаемость 18,5 см. Раствор продавливали буровым насосом. Ско-
рость восходящего потока составляла 0,12—0,15 м/с. Через 9 мес.
после цементирования провели штольню, осмотрели ствол сква-
16
жины в интервале 160,7—164,2 м, при этом не было ни одного се-
чения, где бы плотный цементный камень полностью заполнял все
затрубное пространство.
Цементным камнем заполнена наиболее широкая часть кольце-
вого зазора. Узкая щель между стенкой скважины и колонной за-
полнена растрескавшейся массой из смеси глинистого и цемент-
ного растворов и нефтью. Она легко распадалась на отдельные мел-
кие куски, не имеющие связи между собой и стенками скважины.
Нефть из пласта по затрубному пространству в момент обнажения
проходила вблизи этой массы по каналу на вскрытое расстояние
от кровли пласта 18,9 м.
В местах контакта с глинистым раствором цементный камень
разбит множеством трещин, легко распадался на отдельные куски,
раскрытость трещин незначительная. В некоторых местах наблю-
дались массивные включения вязкого глинистого раствора. Следов
расслоения не обнаружили. При разбавлении глинистого раствора
водой в отношении 1 : 2 получали раствор плотностью 1160—
1200 кг/м3, вязкость 20—22 с, СНС 0,426 Па. В интервале 2,6—
3,5 м в кольцевом пространстве между цементным камнем и обсад-
ной трубой находился зазор; из щелей сочилась нефть. В месте
щелей обсадные трубы покрыты тонкой глинистой прослойкой.
На стенках скважины, сложенных туффитами, сформирована плот-
ная глинистая корка. Трещин или расслоений в глинистой корке
не наблюдалось. Цементный камень плотно к ней прилегал, но легко
отделялся. Следов каналов и перетоков нефти по наружной кон-
тактной поверхности цементного камня нет.
При бурении скв. 2Н (шахта № 3) глинистый раствор не обра-
батывали химическими реагентами. Перед цементированием 219-мм
колонны глинистый раствор имел следующие параметры: плотность
1420 кг/м3, вязкость 25 с, водоотдача 9,5 см3, толщина корки 2 мм,
СНС 0,25/2,68 Па, pH = 7, отстой 0 %, стабильность 0, содержание
песка 3 %. В скважину закачано с учетом потерь 6,7 м3 цементного
раствора плотностью 1780 кг/м3.
Максимальная скорость восходящего потока цементного раст-
вора в затрубном пространстве 2,3 м/с. Участок ствола скважины
в интервале 140—142,5 м осматривали через 3 мес. Цементный
камень без видимых каналов обнаружен лишь на отдельных участ-
ках высотой от 0,1 до 0,3 м. Общая мощность таких перемычек со-
ставила 0,6 м из 2,5 м вскрытого интервала.
Состояние цементного камня, занимавшего лишь часть кольце-
вого зазора, различно. Ясно выделяются зона сплошного цемент-
ного камня, занимающая, как правило, самую широкую часть коль-
цевого зазора, и зона смеси бурового и цементного растворов, при-
мыкающая к узкому зазору (с небольшой примесью глинистого
раствора).
Контакт обсадной трубы с цементным камнем повсеместно от-
сутствует. Камень легко отделяется от трубы. В интервале 0,6—
1,06 м обнаружены ничем не заполненные щели шириной до 5 мм.
_	flii ii WirailSlni	м r-1
Знв. № 505087 I
Библиотека i
_______________________ 1
Рис. 5. Продольный и поперечные разрезы обнаженного участка скважины
/ — интервал, заполненный цементным раствором; 2 — щель, 3 — цементный камень;
4 — буровой раствор; 5 — обезвоженный, распавшийся гельцемент; 6 — буровой и не-
схватившийся цементный растворы
Примерно 50 % поверхности стенок скважины покрыто глинистой
коркой различной толщины (1—2 мм). Глина корок пластична.
Цементный камень легко отделяется от стенок скважины.
Скв. 1Р пробурена на глубину 159 м [71. Продольный и попе-
речные участки скважины показаны на рис. 5. Скважину бурили
18
190-мм долотом. Для крепления использовали насосно-компрес-
сорные трубы наружным диаметром 114 мм. Для цементирования
обсадной колонны к нижним трубам были приварены патрубки
длиной 1,5 м. Плотность цементного раствора составляла 1800
кг/м3. Ствол скважины имеет короткую нишу в интервале 155—
157 м.
Установлено, что цементный раствор вытеснил глинитый из
рассматриваемого участка ствола. Однако на стенках скважины
осталась глинистая корка различной толщины. Цементным камнем
заполнен даже узкий зазор размером 4 мм между одной из граней
центратора и стенкой скважины. Куски камня ограничены по вы-
соте поперечными трещинами. Камень разбит множеством едва
видимых трещин в различных направлениях. Все трещины, даже
малой раскрытое™, заполнены нефтью. В дополнительно обна-
женной части затрубного пространства наблюдается отсутствие
контакта между цементным камнем и трубой. Почти всюду зазоры
от 3 мм до незначительной величины, в местах зазора — нефть.
Интересны результаты осмотра наклонной подземной скв. 2.
Диаметр скважины равен 155—160 мм. На ее стенках сформирова-
лась плотная песчанистая глинистая корка толщиной 5—12 мм.
Корка заметно расслоена — чем ближе к цементному камню, тем
плотнее, с трещинами. Цементный камень плотный. На внешней
поверхности столбика цементного камня образовался канал боль-
шой протяженности с площадью поперечного сечения 1,2 X 4 см.
Следов перетоков по каналу не обнаружено, много пустот.
Предварительный анализ результатов экспериментов и некото-
рых исследований позволяет сделать следующие выводы.
1.	Наличие глинистого покрытия на стенках скважины яв-
ляется непременным их состоянием.
2.	Глинистые корка и раствор, находясь в контакте с цемент-
ным раствором, не всегда обезвоживаются и разрушаются. Усло-
виями, определяющими разрушение корок и глинистого раствора
и его характер, являются: химическая «несовместимость» цементных
и глинистых растворов, больший объем цементного раствора в
смеси с буровым в зазоре и др.
3.	Разрушение корок не всегда определяется наличием или от-
сутствием воды в пласте.
4.	Удалить полностью глинистую корку со стенок скважины
движущимся цементным раствором невозможно.
5.	Герметичность затрубного пространства в зоне подъема це-
ментного раствора неодинакова по высоте. Цементный камень обес-
печивает лишь формирование ряда последовательных непроницае-
мых перемычек, определяющих герметичность кольцевого зазора.
6.	Потенциально наиболее склонными к формированию каналов
являются контактные поверхности цементного камня.
7.	Прослеживаются зоны, не заполненные ни цементным, ни
буровым раствором (на небольших глубинах).
19
УСЛОВИЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ВЫСОКОГО КАЧЕСТВА
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Высокое качество цементирования скважин включает два понятия:
герметичность обсадной колонны и отсутствие сообщения между
пластами, дневной поверхностью или зоной перфорации колонны.
Герметичность обсадной колонны — это еще не критерий качества
цементирования скважины в целом.
О качестве цементирования скважин судят в основном в про-
цессе их освоения или эксплуатации. Высокое качество цементиро-
вания (результат работ) следует отличать от качества процесса
цементирования. Операция цементирования может быть проведена
успешно, а качество цементирования скважины остается низким.
Известны случаи, когда операция завершается при чрезмерно вы-
соких давлениях или при ее проведении отмечаются поглощения
и другие осложнения, но качество цементирования высокое.
Для создания герметичности при наличии цементных растворов
высокого качества необходимо обеспечить контакт между безуса-
дочным цементным камнем, обсадной трубой и стенкой скважины.
Опыт цементирования показывает, что осуществить контакт по всей
глубине скважины пока не удается. Необходимо добиваться обес-
печения указанного контакта хотя бы в наиболее опасных и ответст-
венных зонах: изолировать (сверху и снизу) продуктивные гори-
зонты, высоконапорные коллекторы и пласты с низким давлением
и др.
Часто причиной низкого качества цементирования скважин
считают недостаточный контакт или слабую прочность контакта,
слабое или непрочное сцепление цементного камня с обсадной ко-
лонной и стенками скважины. Для обеспечения сцепления указан-
ных тел необходимо их соприкосновение. В скважине же между
стенкой и цементным камнем находится прослойка в виде глинистой
корки или раствора. Контакт двух тел может быть ненапряженным
и напряженным. Последний случай наиболее общий. Глинистая
корка или невытесненный глинистый раствор напряжены. Однако
по мере потери воды контакт становится ненапряженным, после
чего появляется зазор, канал.
На рис. 6 приведены идеализированные границы обсадной ко-
лонны, глинистого раствора (корки), цементного камня и породы.
В случае сцепления возникает промежуточный слой, обладающий
свойствами породы и цементного камня. Однако проявление про-
цесса сцепления определяется многими факторами, например: свой-
ством материала, чистотой поверхностей соприкосновения, усло-
виями твердения цементного раствора и т. д.
Обобщая опыт предупреждения газоводонефтепроявлений и ана-
лизируя лабораторные и промысловые результаты, можно отметить
следующие основные причины возникновения каналов и несплош-
ностей в заколонном пространстве скважины после цементирова-
ния.
20
Рис. 6. Схематическое изображение контактов цементного камня с породами:
а — отсутствие контакта между цементным камнем и породой (присутствует глинистая
корка); б — наличие контакта между цементным камнем и породой; в — сцепление це-
ментного камня и породы-, ] — порода, 2 — буровой раствор, 3 — цементный камень,
4 — обсадная колонна; 5 — зона сцепления
1.	Седиментационная неустойчивость цементных растворов без
специальной химической обработки или введения материалов-
структурообразователей способствует образованию промоин, кана-
лов, карманов и зон повышенного водосодержания в массе раствора
в связи с перемещением жидкой фазы вверх. Будучи заполненными
водой повышенной плотности, они являются потенциальной при-
чиной каналообразований. При поглощении воды (а оно более бы-
стро происходит в зоне действия повышенных температур, т. е.
ближе к забою скважины) давление в потенциальных зонах канало-
образований снижается и вероятность продвижения флюидов, осо-
бенно газа, по ним возрастает.
Меры предупреждения предаварийной ситуации состоят в обес-
печении седиментационной устойчивости цементных растворов:
введение минералов-структурообразователей типа глинистых
образований;
обработка химическими реагентами (гипан, КМЦ) в сочетании
со структурообразователями или без них;
уменьшение водоцементного отношения цементного раствора
с введением реагентов-пластификаторов для обеспечения прокачи-
ваемости;
комбинированные обработки химическими реагентами, обеспе-
чивающими немедленное и ускоренное структурообразование це-
ментного раствора после продавливания его в заколонное про-
странство скважины;
перемешивание (механические методы, интенсифицирующие хи-
мические процессы) цементного раствора в скважине (например,
расхаживаемой или вращаемой обсадной колонной) или на поверх-
ности до начала его загустевания; в последнем случае время пере-
21
мешивания должно строго регламентироваться во избежание пре-
ждевременного загустевания и схватывания раствора;
физические методы воздействия на цементные растворы, интен-
сифицирующие химические процессы (магнитная, электромагнит-
ная, ультразвуковая обработки).
2.	Развитие вакуума при твердении цементного раствора (се-
диментационно устойчивого или обычного, без дополнительной об-
работки) приводит к коагуляции на его поверхности и обезвожива-
нию оставшихся в заколонном пространстве скважины бурового
раствора и глинистой корки и их частичному необратимому отвер-
деванию. Процесс контракции происходит более энергично в зо-
нах повышенных температур и давлений, т. е. у забоя. Флюид
пласта, в первую очередь газ, проникает в образовавшийся зазор
и перемещается по нему в верхние участки.
Методы предупреждения каналообразований могут быть све-
дены к следующему:
устранению очага каналообразований остатков (языков, мертвых
зон) глинистого раствора любыми методами (смывание буферными
жидкостями или гидроструями, счищение скребками, расхажива-
ние или вращение обсадной колонны, химическая обработка, хотя
бы в необходимых участках ствола скважины); цементный раст-
вор-камень контактирует со стенкой скважины и обсадной колон-
ной;
применению специальных буровых растворов, фильтрационная
корка которых либо по своей природе не может быть обезвожена,
либо, обезвоживаясь, не уменьшается по толщине и не увеличи-
вает проницаемости;
применению буферных жидкостей, которые при контактирова-
нии с фильтрационной коркой либо способствуют отвердеванию,
либо наделяют свойствами нерастрескиваемости, сохранения раз-
меров и проницаемости;
использованию цементных материалов, не характеризующихся
эффектом контракции (органические вяжущие) или характеризую-
щихся пониженным эффектом контракции (шлаки, цементно-пес-
чаные, цементно-глинистые смеси и цементы с другими добавками,
не обладающими более высоким эффектом контракции или не по-
вышающими его при взаимодействии с вяжущим).
3.	Твердение усадочных цементных материалов может способст-
вовать возникновению зазоров между цементным камнем и ограни-
чивающими его стенками с накоплением в зазорах фильтрата раст-
вора и дальнейшим его поглощением поверхностью твердеющего
цементного камня; при цементировании скважин усадочные цемент-
ные материалы применять нельзя.
4.	Флюидопроводящие каналы в заколонном пространстве сква-
жины могут образовываться в одном и том же направлении (наи-
более аварийно-опасный случай), могут развиваться параллельно
или последовательно друг за другом с оставлением или возникно-
вением перемычек, расслоением массы или чередованием растворов,
22
образованием карманов и каналов, вода которых одновременно
с накоплением перемещается из одного места в другое, поглощается
твердеющим цементным камнем или проникает в пласты с меньшим
давлением. При поступлении из пластов флюидов, особенно газа,
могут возникать экраны, но логичнее предположить прорывы газа,
который поднимается не только вследствие разницы плотностей,
но и за счет более высокого пластового давления. Прорывы газа
происходят по различным схемам — медленного накопления и про-
движения в подготовляемые, ослабляемые контракцией участки
зоны контактирования глинистой корки с цементным камнем, бо-
лее интенсивного прорыва накопившейся массы, например из при-
ствольной зоны в седиментирующую массу цементного раствора
в верхней части скважины.
Принципиальными мерами предупреждения являются следую-
щие:
применение седиментационно устойчивых цементных растворов
с возможно коротким наступлением после продавливания раствора
в заколонное пространство структурообразования (загустеванием,
охватыванием) и быстрым ростом прочности структуры;
вытеснение всего бурового раствора и снятие всей глинистой
корки со стенок скважины хотя бы в необходимых участках созда-
ния перемычек в заколонном пространстве;
обеспечение движения цементного раствора по полному сечению
заколонного пространства (следствие предыдущего условия) и рав-
номерности свойств смеси при неполном вытеснении бурового раст-
вора или обваливании пород, обеспечение получения однородной
сплошной массы цементного камня или смеси его с буровым раство-
ром, обвалившимися кусками породы и т. д.
Применение комплекса элементов технологических процессов,
оснастки и буферной жидкости, повышающих полноту вытеснения
бурового раствора, снятия глинистой корки и использование там-
понажных определенных технологических свойств.
ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Под технологией цементирования нефтяных и газовых скважин
следует понимать осуществление выработанных норм и правил ра-
боты с целью заполнения затрубного пространства скважины це-
ментным раствором определенного качества (взамен бурового) на
заданном участке с обеспечением контакта цементного раствора —
камня — с поверхностью обсадной колонны и стенки скважины при
сохранении целостности пластов.
Технологические режимы и параметры любого процесса, в ча-
стности процесса цементирования, определяются изученностью
условий проведения процесса, уровнем техники, наличием и соот-
ветствием применяемых материалов и, наконец, подготовленностью
23
кадров операторов, осуществляющих указанный процесс. Техно-
логия цементирования скважин изменяется и определяется разви-
тием науки и промышленности. Что вначале считалось одним из
основных положений, на основании изучения может стать второ-
степенным. Ранее неизвестные факторы становятся первостепен-
ными.
Технологический процесс цементирования определяется геоло-
гическими, технологическими и субъективными факторами. Техно-
логические факторы должны совершенствоваться, однако не все
из них могут быть изменены. Геологические факторы необходимо
тщательно изучать и при назначении определенных параметров
технологического процесса учитывать, принимать к руководству.
Большинство технико-технологических факторов управляемо.
Во всех случаях надо стремиться к тому, чтобы все режимные па-
раметры могли воздействовать на процесс цементирования с целью
обеспечения полного замещения бурового раствора цемент-
ным.
Очевидно, не всегда возникает необходимость в осуществлении
всех известных мероприятий для повышения качества цементиро-
вания скважин. Их следует выбирать и назначать исходя из кон-
кретных геолого-технических условий. Важное значение при этом
имеют состояние ствола скважины, его чистота, конструкция сква-
жины и геометрия затрубного пространства, его гидродинамиче-
ская характеристика. Ускоренная проводка скважин без учета
требований к качественному цементированию приводит к заведомо
некачественному разобщению пластов.
Особенности цементирования скважин в настоящее время сле-
дующие:
вооруженность техникой, которая позволяет цементировать
скважины на довольно высоком уровне; разнообразие способов
цементирования: сплошной, двухступенчатый, секциями, обратный
и др.; широкий ассортимент специальных цементов, позволяющий
охватить практически все геолого-физические условия скважин.
Научно-исследовательскими и производственными организа-
циями широко и всесторонне изучаются геологические характери-
стики скважин и факторы, которые влияют на качество крепления,
а результаты работ успешно внедряются в производство.
ВЛИЯНИЕ СПОСОБОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН
Разные точки зрения на причины неудовлетворительного качества
цементирования и разработанные мероприятия по предупрежде-
нию проявлений привели к опробованию различных методов и
схем цементирования. В скважинах, где цементирование проводи-
лось прямым способом с подъемом цементного раствора в башмак
предыдущей колонны, межколонные водо-, нефте- и газопроявле-
ния возникают в ряде случаев уже во время ОЗЦ [26 ]. Иногда водо-,
24
нефте- и газопроявления появляются при опробовании скважин
или в процессе эксплуатации. Например, на Шебелинском место-
рождении из 78 эксплуатационных колонн, зацементированных та-
ким способом, не было пропусков газа лишь в десяти.
Повысить надежность изоляции продуктивных пластов пыта-
лись путем подъема цементного раствора до устья, поскольку в этом
случае над газоносным горизонтом создавался более высокий столб
цементного кольца и перекрывались все резьбовые соединения ко-
лонны. Однако желаемого результата не получили. Ликвидировать
поглощения с сохранением высоты подъема цементного раствора
до устья пытались, применяя двухступенчатый способ цементиро-
вания. Однако этот способ не обеспечивал надежной изоляции
продуктивных горизонтов (скв. 61, 69, 126, 149 Шебелинского ме-
сторождения и др.).
Была предпринята попытка решить проблему герметизации
скважин способом ступенчатого цементирования с разрывом во
времени между ступенями. Предполагалось [26], что при этом спо-
собе цементный раствор первой ступени схватывается под действием
давления столба промывочной жидкости и предотвращает поступ-
ление газа в затрубное пространство. Однако повысить качество
цементирования скважин Шебелинского месторождения примене-
нием данного способа не удалось. Из 16 скважин месторождения,
зацементированных указанным способом, межколонных пропусков
не имели лишь девять.
В условиях Шебелинского месторождения была применена ме-
тодика цементирования эксплуатационных Колонн неодновременно
схватывающимися цементными растворами с быстросхватываю-
щимся основанием, разделяющим и перекрывающим газоносные
пласты. Однако анализ состояния скважин при цементировании,
ОЗЦ и освоении показал, что при резко снизившемся пластовом
давлении в пяти скважинах были газопроявления после цементи-
рования их указанным способом.
На месторождениях Краснодарского и Ставропольского краев,
Дагестана, ЧИАССР, где забойные температуры на глубинах
3500—5000 м достигают значительных величин (150—200 °C), це-
ментирование эксплуатационных колонн можно рассматривать как
крепление неодновременно схватывающимися растворами, и тем
не менее качество крепления скважин должно быть выше.
На Шебелинском месторождении был применен способ обратной
циркуляции. По этому способу зацементировали 16 скважин, из
которых в девяти были отмечены межколонные газопроявления.
На месторождении Хаян-Корт и промыслах Ставропольского края
также было проведено цементирование скважин способом обратной
циркуляции. Опыт показал, что данный способ не исключает воз-
никновения межколонных газопроявлений.
Добиться удовлетворительного качества изоляционных работ
на некоторых месторождениях пытались путем применения метода
замедленного цементирования. Эксперименты проводили на пло-
25
щадях Румынии и Венгрии, но работы оказались безрезультатив-
ными.
Как показывает опыт крепления большого числа скважин у нас
в стране и за рубежом, повысить качество разобщения пластов
можно при использовании комплекса технических мероприятий
и при усовершенствовании технологии цементирования.
ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИЮ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
К основным факторам, повышающим качество цементирования,
относятся те, которые обеспечивают контактирование цементного
раствора с породами и обсадной колонной при наиболее полном
вытеснении бурового раствора цементным с заданными свойствами
при наименьших затратах средств и времени.
1.	Сроки схватывания и загустевания цементного раствора, его
реологическая характеристика, седиментационная устойчивость,
водоотдача и другие свойства.
2.	Соотношение и взаимосвязь свойств буровых и цементных
растворов.
3.	Режим движения буровых и цементных растворов в затруб-
ном пространстве.
4.	Объем закачиваемого цементного раствора, время его кон-
такта со стенкой скважины.
5.	Качество и количество буферной жидкости.
6.	Режим расхаживания колонн в процессе цементирования.
7.	Применение скребков.
8.	Центрирование колонн.
9.	Использование элементов автоматизации, приспособлений и
устройств для повышения качества цементирования.
Для обеспечения качественного цементирования необходимо
правильно выбирать и регулировать технологические параметры.
При проведении цементировочных работ следует руководствоваться
тем, что применение одного мероприятия требует введения или из-
менения другого. Так, очищение стенок скважин от глинистой
корки с помощью скребков при расхаживании обсадных колонн
в большинстве случаев не может быть применено без снижения,
например, водоотдачи цементных растворов и т. д. Таким образом,
технологические факторы, способствующие повышению качества
цементировочных работ, взаимосвязаны и взаимозависимы.
ТРЕБОВАНИЯ К БУРОВЫМ РАСТВОРАМ
ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
Свойства буровых растворов регулируются с целью обеспечения
выноса шлама и разбуривания слагающих пород с учетом преду-
преждения осложнений. В последние годы стали уделять большое
внимание свойствам буровых растворов, чтобы обеспечить наибо-
26
лее эффективное вскрытие продуктивных горизонтов. Однако бу-
ровой раствор практически никогда не подготавливают, не изменяют
его свойства для увеличения эффекта замещения его цементным
раствором. В лучшем случае параметры бурового раствора приво-
дят в соответствие с указанными в геолого-техническом наряде
значениями. По нашему мнению, при определенных условиях весь
буровой раствор может быть заменен в скважине новым, если свой-
ства последнего обеспечат более полное его вытеснение.
При некоторых условиях было бы целесообразно при замене
растворов снимать глинистую корку для формирования новой,
легко удаляемой в процессе движения цементного раствора в за-
трубном пространстве. Не менее важно обеспечивать получение
глинистой корки, имеющей особые свойства: сцепление с цемент-
ным камнем, отсутствие обезвоживания, устойчивость к разрушаю-
щему действию цементного раствора и т. д.
На качество цементировочных работ влияют статическое и ди-
намическое напряжения сдвига бурового раствора, его вязкость
и водоотдача, а также толщина, механические свойства и прони-
цаемость глинистой корки. Эти характеристики должны оцени-
ваться для забойных условий. Даже при удовлетворительных ха-
рактеристиках бурового раствора он в полном объеме вытеснен
быть не может из-за наличия застойных зон и каверн. Глинистая
корка остается на стенках скважины.
Целесообразно применение буровых растворов, которые мето-
дами химической обработки в скважине могут быть превращены
в твердое тело, способное быть тампоном.
ВЛИЯНИЕ ОТДЕЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
НА КАЧЕСТВО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Для детального изучения влияния основных технологических факто-
ров на возможность предотвращения газо-и нефтепроявлений при кре-
плении скважин были математически обработаны и проанализирова-
ны с помощью ЭВМ промысловые статистические данные по крепле-
нию 665 скважин на месторождениях Газли (Узбекская ССР), Шебе-
линском (Украинская ССР), Майкопском, Сердюковском и Бере-
занском (Краснодарский край) [14].
На Газлинском газовом месторождении проанализированы 255
скважин, из которых в 57 возникли затрубные газопроявления,
перешедшие в некоторых случаях в открытое фонтанирование.
Глубина скважин находится в пределах 700—1500 м. Основные
продуктивные объекты приурочены к отложениям меловой свиты.
На Шебелинском газовом месторождении анализу подвергнуты
275 скважин средней глубиной 2200 м. Затрубные газопроявления
наблюдались в 198 скважинах.
На Майкопском месторождении проанализированы 83 скважины,
из которых 18 имели заколонные газопроявления. Средняя глубина
скважин 2850 м. Продуктивные объекты находятся в отложениях
27
Рис. 8. Зависимость частоты газо-
проявлений от кривизны скважины:
] — Гаэли, п = 0,06	0,02 fl, Н = 0,681
2 — Майкоп, п = 0,12	0,02 v, Т| =0,67;
3 — Сердюковская и Березанская площа-
ди п = 0,06 0,04 fl , Т} = и ,! 3
Рис. 7. Зависимость частоты
газопроявлений от скорости
восходящего потока:
] — Гаэли, п = 0,4 0,15 и, Г) —
s= 0,85; 2 — Шебедннка, п — 0 Д'Ь—
0,50t>, т) = 0,31 i>'< г] = 0,83; J —
Майкоп, п = 0,43 0,1 2 V, 1] = 0,79
нижнего мела (2730 м), начальное пластовое давление которых
рст = 29,5 МПа.
На Березанской и Сердюковской площадях анализу подверг-
нуты 62 скважины средней глубиной 2700 м, из которых в 17 на-
блюдались газопроявления в затрубном пространстве.
Статистически обработаны были некоторые технологические па-
раметры, имеющие прямое или косвенное отношение к качеству
цементирования скважин. Задачей являлось изучение статистиче-
ской связи между ними и частотой газопроявлений при креплении
скважин п, которая определялась по формуле
п = «!/(«! 4- п2),
где пг — число скважин с газопроявлениями в затрубном про-
странстве; /г2 — число скважин без газопроявлений.
Для выбора градаций факторов находили их наибольшие Хтах
и наименьшие Xmin значения. Интервал Хтах — Xmin делился на
К равных частей с шагом
А -(Хмх-Хт1Ж,
где К — число градаций, определяемое по формуле
К =1 ф 3,32 lg N
(N — число анализируемых скважин).
Полученное значение К округляли до ближайшего целого числа.
Скважины с газопроявлениями и без них группировали после
составления таблиц с указанием граничных и средних значений
градаций и подсчета числа их в каждой градации. Затем методом
28
наименьших квадратов получили аналитические выражения за-
висимости п от соответствующих факторов. Расчеты проведены на
ЭВМ «Минск-22». Аналитические выражения представляют собой
полиномы различных степеней, каждый из которых оценивался по
коэффициенту корреляционного отношения г) и среднему квадра-
тическому отклонению <т.
Ниже приведены результаты исследований.
1.	Средняя скорость движения восходящего потока цементного
раствора находится в пределах от 0,2 до 2 м/с (рис. 7). Частота
газопроявлений на площади Газли с ростом скорости потока сни-
жается по прямолинейному закону.
На Шебелинской площади выявлена более сложная зависимость,
выражающаяся в том, что в интервале скоростей 0,6—1,0 м/с ча-
стота проявлений наиболее значительна. Дальнейшее увеличение
скорости более 1,0 м/с приводит к резкому сокращению частоты
проявлений. Данная закономерность изменения вероятности газо-
проявлений от строго определенных значений скорости восходя-
щего потока цементного раствора хорошо согласуется с нашими
ранее проведенными исследованиями, полученными при изучении
вытеснения промывочных жидкостей в процессе проведения
изоляционных работ в скважинах. Это указывает на зависимость
газопроявлений от полноты вытеснения бурового раствора.
На Майкопском месторождении прямолинейная зависимость
частоты проявлений от скорости восходящего потока цементного
раствора объясняется, вероятно, тем, что цементирование здесь
вели на относительно высоких скоростях.
2.	Изучение частоты проявлений в зависимости от зенитного
угла ствола скважины п ((3) выявило прямолинейную корреля-
ционную связь (рис. 8). Объясняется это тем, что с ростом кри-
визны повышается степень эксцентричности положения обсадных
труб в скважине, а следовательно, и вероятность образования зон
невытесненного бурового раствора, которые становятся каналами
для перетоков флюида пластов. Кроме того, установлено, что с уве-
личением зенитного угла растет вероятность образования каналов
в цементном камне, вызванная седиментационной неустойчивостью
раствора (П. И. Бережной).
3.	Получение устойчивых по всем площадям зависимостей, по-
казывающих снижение вероятности проявлений с улучшением цен-
трирования обсадных колонн в скважине п (т), уменьшением зна-
чений статического напряжения сдвига бурового раствора соот-
ветственно за 1 и 10 мин п (0J и п (01О) и увеличением разницы плот-
ностей цементного и глинистого растворов п (рцр—ргр), свидетель-
ствует о взаимосвязи степени вытеснения бурового раствора с за-
колонными проявлениями. Например, для площади Газли поли-
номы этих функций выглядят следующим образом:
п (и) = 4 -10-1 — 27 -10-Зт 4 • 10~4 лп;
29
Рис. 9. Зависимости частоты газопроявлений от времени начала а и конца 5
схватывания цементного раствора:
/ И Г - Газли; ! - п = 0,214-0,002 ц 0,76; /' - п> 0,1_96 + 0,004	, П -
= 0,63; 2 и 2' — Шебелинка: 2 — п = 0,37 — 0,04 t,, т, = 0,65; 2' — п == 0,521 + 0,004 t 2.
Г) — 0,71; 3 и 3' — Майкоп: 3 — п = 0,02 — 0,11 /,, г] ~ 0,90; 3* — п_=~ 0,1 2 4- 0,004 /2.
И _ о 52; 4 и 4' — Сердюковская и Березанская площади; 4 — п — 0,07 + 0,1Ч t ,,
7) = 0,76; 4‘ — п = 0,35 + 0.23 z2, Т) = 0,96
Рис. 10. Зависимость частоты газо-
проявлений от времени промывки
перед цементированием:
1 — Газли, п = 0,66 — 0,2 t + 0,02 С-, 1, =
= 0,75; 2 — Майкоп, п = 0,32 — 0,7 t -L
4- 0,07 t2, т] — 0,78; 3 — Сердюковская u
Березанская площади, п — 0,02—0,01/4-
-I- 0,17 /2 — 0,008 /’, т] = 0,84
п (00 = 34-10“3 + 27-10'4 — 78 • 1 (Г 50? 4-72-10“703;
л(01о) = O,129 + O,OO2290lo;
«(Рцр — Ргр) 0,602 0,946 (рЦр—Ргр).
4.	На всех рассматриваемых месторождениях сокращение сро-
ков схватывания цементных растворов приводит к снижению ча-
стоты возникновения газопроявлений. Это подтверждают неодно-
кратно высказываемые предположения о том, что сокращение вре-
мени пребывания раствора в жидком состоянии уменьшает отрица-
тельное воздействие седиментационных процессов.
Влияние сроков начала п (/J и конца схватывания п це-
ментных растворов показано на рис. 9.
Разная степень влияния сроков схватывания на частоту прояв-
лений вызвана использованием различных цементов: более седи-
ментационно устойчивых (хотя и дающих менее прочный камень)
цементов Здолбуновского и Кувасайского заводов на площадях
30
Рис. 11. Зависимость частоты газо-
проявлений от раствора:
1 _ газли. п 0,81 4 0,01 к + 0.00006 к2,
1)- 0,72; 2 — Шебелинка, п — 1 ,14—0,2 к4
4 0,0001 к2, 11 = 0,89; 3 — Майкоп, п -
= 0,7 4 2- 1 О-3 к 4 10“4 к3,	] = 0,91;
4 — Сердюковская и Березанс <ая пло-
щади, п — 2,08 -0,07 к 4 9-10'"4 к2 —
3  I О-8 №, >1 = 0,47
Рис. 12. Зависимость частоты газо-
проявлений от аномальности пласто-
вого давления (плотности бурового
раствора):
/ — Газли, п = 28,58 —64,65 Р447,95 р2 —
11,55	р:’, И |— 9,98;	2 — Майкоп,
77- = 27,12 — 44,1 4 р 4 18,06 р2, Т)=0,95;
3 — Сердюковская и Березанская площа-
ди, н — 3,5 4 3,0 р, Т] — 0,80
Шебелинка и Газли и менее седиментационно устойчивых новорос-
сийских цементов на Березанской, Сердюковской и Майкопской
площадях.
5.	Влияние времени лромывки скважины перед цементирова-
нием п (t) показано на рис. 10. Анализ кривых 1, 2, 3 подтверждает
промысловые наблюдения и логические предположения о том, что
время промывки скважины перед цементированием должно быть
строго лимитировано. Изменение продолжительности промывки
больше или меньше 1,5—2 циклов нежелательно, так как с удлине-
нием периода промывки растет толщина фильтрационных корок,
частично разрушенных при проработке скважины и спуске колонны.
Сокращение времени промывки приводит к оставлению в скважине
загустевшего в период спуска колонны бурового раствора.
6.	Результаты исследований по четырем газовым месторожде-
ниям показывают, что оптимальная высота подъема цементного
раствора различна для каждого из них (рис. 11). Если для площади
Газли частота газопроявлений минимальна при подъеме раствора
до устья, то на остальных площадях с повышением высоты подъема
цементного раствора больше оптимального значения вероятность
газопроявлений возрастет.
7.	Пластовые давления на рассматриваемых месторождениях
в процессе их разбуривания и эксплуатации постоянно снижались,
поэтому появились возможность оценить зависимость частоты про-
явлений от аномальности пластовых давлений. С этой целью было
проанализировано влияние плотности глинистого раствора ргр,
31
величина которого в определенной степени отражает аномальность
пластовых давлений. Анализ кривых 1, 2, 3 (рис. 12) показывает,
что на всех рассматриваемых Площадях уменьшение плотности
бурового раствора приводит и к снижению вероятности газопрояв-
лений.
Проведенный анализ влияния отдельных технологических па-
раметров дает лишь общую оценку зависимости качества цементи-
рования скважин от указанных факторов. Тем не менее получен-
ные качественные закономерности соответствуют сложившимся
представлениям практики цементирования скважин и результатам
экспериментально-теоретических исследований в этой области.
Поэтому они могут служить основой для разработки оптимальных
параметров цементирования скважин.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ
Технологические свойства буровых и цементных растворов — это
комплекс свойств указанных жидкостей, влияющих на наиболее
полное замещение одной жидкости другой без нарушения процесса
цементирования, на реологические параметры, водоотдачу, абра-
зивные свойства, седиментационную устойчивость, на способность
не загустевать при взаимном перемешивании и оставаться подвиж-
ными во время проведения работ, быстро упрочняться после окон-
чания процесса цементирования и т. д. При основном цементирова-
нии механическая прочность и проницаемость цементного камня
не могут считаться технологическими, тогда как, например, при
установке цементных мостов для забуривания новых стволов сква-
жин прочность камня — технологический параметр и т. д.
ПОДБОР РЕЦЕПТУРЫ РАСТВОРОВ
Процесс цементирования скважин в значительной степени опреде-
ляется свойствами цементного раствора. Технологические меро-
приятия при цементировании скважин возможны только в том слу-
чае, если цементный раствор имеет необходимое время загустева-
ния. Введение различных наполнителей позволяет изменять свой-
ства цементных растворов и камня в широких пределах.
Министерством нефтяной промышленности установлена следую-
щая номенклатура цементных материалов.
1.	Облегченные цементы для получения растворов плотностью
1400—1600 ±30 кг/м3 на базе цемента для «холодных» и «горячих»
скважин по ГОСТ 1581—78, а также на основе шлакопесчаной
смеси (для температур 90—140 °C). В качестве облегчающего ком-
понента допускается использовать глины (глинопорошки) или ак-
тивные гидравлические добавки (пемзу, диатомит, трепел, опоку
и др.) по усмотрению завода-изготовителя.
32
	Продолжитёльнасп			Ь ОПЫГТ	ш /
		1 Г D 1 время загустевания				
					а
					1 1
		Исходи 		ая кон	састег- 		цая 		1 U	
О го W 60	80	100	120
Время, мин
Рис. 13. Измерительный узел
консистометров КЦ-3 и КЦ-4
Рис. 14. Кривая загустевания цемент-
ного раствора
Рис. 15. Распределение температуры по
стволу скважины:
1 — температура движущейся жидкости при
прямой циркуляции; 2 — принятая темпера-
тура нерпой порции цементного растгюра;
3 — геостатическяя температура
2 Заказ № 485
2.	Утяжеленные цементы для получения растворов плотностью
не менее 2150 кг/м3 на базе цемента для «холодных» и «горячих»
скважин по ГОСТ 1581—78, а также на основе шлакопесчаной смеси
/для температур 90—140 °C). В качестве утяжеляющих добавок
можно использовать барит, магнетит и другие утяжелители по ус-
мотрению завода-изготовителя.
3.	Термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с тем-
пературами 90—140 °C.
4.	Термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с тем-
пературами 140—180 °C (на базе ферромарганцевых шлаков).
5.	Низкогигроскопичные цементы.
При высоких температурах и давлениях цементные растворы
испытывают в автоклавах, представляющих собой бомбу со встро-
енной в нее кассетой, имеющей набор игл Вика. Для определения
загустевания цементных растворов применяется консистометр.
Прибор рассчитан на максимальное рабочее давление 100 МПа и
температуру 200 °C. Разработан и испытан прибор на температуру
250—300 °C и давление 150 МПа. Принцип действия приборов ос-
нован на дистанционном измерении момента на лопастном устрой-
стве, создаваемого цементным раствором при загустевании его в ста-
кане, вращающемся с заданной скоростью. Для оценки времени
загустевания цементных растворов используется методика, разра-
ботанная во ВНИИКРнефти (совместно с В. С. Баженовым).
Схема измерительного узла консистометров КЦ-3 и КЦ-4 пред-
ставлена на рис. 13 (измерительный узел прибора КЦ-5 нмеетДное
устройство). В стакан 1 с пробой испытуемого раствора помещается
лопастная мешалка 2. С помощью пальцев 3 вращательное движе-
ние передается от редуктора стакану, при этом на мешалку будет
действовать вращающий момент, который характеризует конси-
стенцию испытуемого раствора. О действующем на мешалку вра-
щающем моменте судят по углу поворота мешалки, удерживаемой
от вращения тарированной спиральной пружиной 4. Поворот ме-
шалки посредством торцового кулачка 5 преобразуется в поступа-
тельное перемещение штока 6, фиксируемое индуктивным датчи-
ком 7. Изменения консистенции во времени записываются на бу-
мажной ленте самописца в виде непрерывной кривой.
Заданная температура цементного раствора поддерживается
трубчатым нагревателем, расположенным под дном стакана конси-
стометра. Температура замеряется термопарой и вторичным изме-
рительным прибором, показания которых проверяются согласно
инструкции. На приборах КЦ-3 и КЦ-4 поддержание режимной
температуры автоматизировано, кроме того, может быть создано
давление, имитирующее забойное.;На приборе КЦ-5 опыты прово-
дятся при атмосферном давлении и температуре, не превышающей
90 °C.
Не менее чем за 20 мин до начала работы должны быть включены
и прогреты вторичные (регистрирующие) приборы. Проба цемент-
ного раствора затворяется в чашке сферической формы типа 43.
34
Размеры чашки и? лопатки для перемешивания установлены
по ГОСТ 310.1—76.
Цемент перед взвешиванием просеивают сквозь сито с сеткой
№ 09 по ГССТ 3584—73. Масса прсбы составляет 0,5 кг для облег-
ченных, 0,6 кг для нормальных и 0,8 кг для утяжеленных смесей.
В часть воды затворения вводят нужное количество реагентов,
затем воду добавляют в объеме, зависящем от принятого водоце-
ментного отношения. Цемент переносят в сферическую чашку, в ко-
торую затем в один прием выливают воду затворения, отмеренную
с точностью до 0,5- 10-6 м3. Смесь энергично перемешивают в те-
чение 3 мин, определяют ее плотность и растекаемость согласно
ГОСТ 1581—78, после чего раствор заливают в стакан консисто-
метра до риски на его внутренней поверхности. Параметры раст-
вора заносят в лабораторный журнал.
Порядок проведения испытаний следующий. Автоклав к мо-
менту установки в него стакана с пробой должен быть прогрет до
заданной начальной температуры. Время с момента затворения
цементного раствора до создания предварительного давления в ав-
токлаве не должно превышать 10 мин. После герметизации авто-
клава и создания начального давления 0,5 МПа делают отметку
времени на диаграмме прибора, записывающего консистенцию,
и включают электродвигатель привода стакана консистометра. На
диаграмме отмечают дату и номер опыта, данные о котором заносят
в лабораторный журнал.
Температура поднимается со скоростью, обеспечивающей до-
стижение режимного значения, установленного датчиком вторич-
ного прибора, в течение заданного промежутка времени. Так как
рост давления при выходе на режим опережает рост температуры,
необходимо периодически уменьшать давление до нужного. После
достижения режимных1 значений температуры и давления ток на-
грева должен быть постепенно снижен до значения, при котором
тепловые потери автоклава компенсируются теплом, поступающим
от нагревателя. Процесс измерения^заканчивается при достижении
определенной консистенции. Время от начала вращения стакана
до момента достижения допустимой консистенции является време-
нем загустевания| (рис. 14). Замеренное время загустевания кон-
тролируется по длине диаграммной ленты при установленной ско-
рости ее протяжки.
Автоклав вскрывают после охлаждения его до температуры
30 °C. В процессе охлаждения необходимо поддерживать давление
не менее 5 МПа.
Прибор КЦ-5 не приспособлен для регистрации консистенции
и автоматического поддержания температуры — эти параметры
должны записываться через каждые 10 мин.
Правила выбора режимных параметров заключаются в следую-
щем. При подборе рецептур цементных растворов для конкретных
скважин существенное значение имеют режимные параметры. Наи-
более трудно прокачивается первая порция цементного раствора,
2*
35
идущая вслед за вытесняемым глинистым раствором. Поэтому ре-
жим при определении времени загустевания на консистометре за-
дается в соответствии с температурными условиями, в которых на-
ходится первая порция раствора при цементировании.
Распределение температуры в стволе бурящейся скважины [29]
показано на рис. 15. Температура потока промывочной жидкости
на забое скважины (динамическая забойная температура) может
быть с некоторым запасом принята равной статической температуре
горных пород на глубине, составляющей 2/3 забойной. Начальную
температуру прогрева автоклава консистометра (также с опреде-
ленным запасом) считаем равной устьевой температуре выходящего
из скважины промывочного раствора. Принимаем, что в процессе
продавливания температура первой порции цементного раствора
остается постоянной и равной динамической забойной температуре.
Время выхода на режим должно соответствовать фактическому
времени продвижения первой порции цементного раствора от устья.
Режим поддержания давления принимается в следующем виде.
Начальное давление равно 50 МПа. В дальнейшем оно растет вместе
с температурой и одновременно с ней достигает максимума, оста-
ваясь затем постоянным и равным статическому давлению на за-
бое скважины.
При подборе рецептуры цементного раствора для конкретной
скважины необходимо принимать время загустевания равным рас-
четному времени цементирования, взятому с запасом в 25 %.
При проведении испытаний, не связанных с подбором рецеп-
тур для конкретных скважин, рекомендуется придерживаться сред-
ней скорости подъема температуры при выходе на режим 2 °C в
1 мин, а начальную температуру прогрева автоклава принимать
в зависимости от диапазона значений режимной температуры:
/реж. °C	....	50—100	100—150	150—200	200—250	250
1нач, °C	....	"ж30	40	50	60	70
На практике возможность закачивания 'и продавливания це-
ментного раствора определяется несколькими факторами, к кото-
рым следует отнести конструкцию скважины, режим течения раст-
вора, качество оборудования и др. Однако при характеристике
способности цементных растворов к загустеванию необходимо от-
казаться от учета этих факторов, предположив, что время загусте-
вания измеряется временем между затворением и достижением не-
которой предельной консистенции, при которой еще может быть
обеспечено безаварийное перекачивание растворов насосами.
В отличие от обычных статических испытаний скорости струк-
турообразования (например, по срокам начала и конца схватыва-
ния, определяемым с помощью иглы Вика) при определении времени
загустевания используемый раствор находится в непрерывном дви-
жении, которое характеризуется определенной интенсивностью
перемешивания.
36
Рис. 16. Зависимость консистенции шлаковых растворов от температуры
и давления:
д — шлак донецкий литейный; / — В : Ш = 0,45, 2 — В : Ш = 0,45 с добавками 0,4%
ССБ + 0,2 % хромпика; б — шлак кадиевский передельный: / — В : Ш = 0,45, 2 —
В : III = 0,45 с добавками 0.1 % ССБ 0,05 % хромпика; а — шлак ферромарганцие-
вый: 1 “ краматорскял1, В : L1J = 0, 4-0, 2 — коммунарский, В : Ш = 0,45; г — шлак
донецкий литейный: 1 — В : Ш — 0,45, 2 — В : Ш — 0,45 с добавками 0,7 % ССБ -|-
+ 0,2 % хромпика. Условия изменения консистенции: Т — 125 — 200 °C; р — 40 — 60 МПа
Отметим, что испытания на консистометре ставят своей целью
прежде всего приближение времени фактического загустевания
растворов к времени проведения цементирования, взятому с опре-
деленным запасом.
При перемешивании цементного раствора в консистометре, ста-
кан которого вращается с принятой частотой 60 об/мин, наиболь-
жее значение градиента скорости (в зазоре между мешалкой и ста-
каном консистометра) составляет около 100 с-1. В среднем диапа-
зон градиентов скоростей при перемешивании в консистометре со-
ответствует диапазону градиентов скоростей движущегося цемент-
ного раствора при цементировании.
Механическое перемешивание существенно изменяет переход
раствора из жидкого в твердое состояние, удлиняя или сокращая
этот процесс [7, 13]. Опыты проводили на консистометре КЦ-3.
Количество воды при затворении во всех случаях подбирали в пре-
делах 0,40—0,45 от массы смеси. Параллельно с загустеванием
определяли сроки схватывания тех же растворов в аналогичных
условиях.
Результаты исследований загустевания литейных и передель-
ных шлаков приведены на рис. 16. Литейные шлаки вследствие их
повышенной активности имеют короткий участок стабилизации,
передельные — более длинный. Добавки ССБ и хромпика несколько
изменяют общую картину загустевания раствора. После первого
участка стабилизации консистенции появляется второй, но при
более высокой вязкости, чем первый (рис. 16, б, кривая 2). Кине-
тика структурообразования шлакового раствора при перемешива-
нии напоминает таковую при твердении портландцементного раст-
вора.
37
ТАБЛИЦА 2
Состав смеси по массе		Добавки, %		Количество воды, ?и от массы смеси	Условия опыта		Начало схваты- вания Гсхв, Ч—МИН	Время загусте- вания ч—МИН	СО X	
Цемент | 	1	Глина 1	ССБ	Хромпик		О о	<ч С £				
1							50	60	30	2—00	1—21	1,48	
3	1	—	.—.	76	60	30	2—10	2—07	1,02	
1	—	0,6	0,30	38	90	45	7—00	2—40	2,60	
3	1	0,7	0,35	71	90	45	2—10	0—41	3,18	
Остановки в процессе закачивания цементного раствора в сква-
жину могут допускаться лишь на первой стадии структурообра-
зования.
В табл. 2 сопоставляются начало схватывания и время загусте-
вания растворов из карадагского цемента для горячих скважин.
Количество воды подбиралось до растекаемости раствора
19—20 см по конусу АзНИИ. Как видно из табл. 2, во всех случаях
сроки схватывания растворов Тс:Хв продолжительнее времени за-
густевания Тзаг. С ростом температуры эта разница увеличивается.
ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ НА ЗАГУСТЕВАНИЕ
ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
Изменение времени загустевания цементного раствора определяется
скоростью гидратации, которая зависит от диспергации твердой
фазы раствора.
На поверхности зерен цемента имеются мельчайшие трещины,
образующиеся при помоле клинкера вследствие наличия в нем тер-
мического напряжения. Последнее возникает при остывании клин-
кера в результате различия коэффициентов термического расшире-
ния составляющих его минералов. Аналогичные микротрещины об-
разуются на поверхности частиц шлака при его грануляции и по-
следующем помоле. При введении портландцемента или шлака
в воду затворения частицы вяжущего покрываются гидратной обо-
лочкой. Смачивающая жидкость, заполняя поверхностные микро-
трещины, образует адсорбционные монослои на стенках трещин.
Молекулы монослоев стремятся двигаться во все стороны вдоль
поверхности трещин и вглубь, при этом трещины углубляются и
расширяются, в результате чего зерна цемента или шлака диспер-
гируются на более мелкие частицы. Исследования П. А. Ребиндера
показали, что расклинивающее действие адсорбционных монослоев
зависит от среды, в которой происходит разрушение и образуются
трещины сольватных оболочек. Среда определяет величину поверх-
ностной энергии на границе с частицами твердой фазы dF. При об-
38
разовании новой двусторонней поверхности dS = 2dS' в частице
dF == <j12dS = 2cr12dS/,
где а12 = dFIdS — удельная свободная поверхностная энергия на
границе; твердое тело 1 — среда 2; S' — новая двусторонняя по-
верхность.
Начиная с толщины пленок hK = 0,2 мкм, расклинивающее
давление становится заметной величиной и резко возрастает с
уменьшением толщины пленки. Максимальное значение расклини-
вающего давления приближенно определяется из условия
Ртах ~ 2 (<Т12 ^is)^mini
где о12 — свободная поверхностная энергия на границе раздела',
твердое тело 1 — среда 2 (обычно воздух); о13 — свободная поверх-
ностная энергия на границе раздела: твердое тело 1 — жидкость 3.
Наибольшие возможные значения расклинивающего давления
оцениваются в несколько тысяч МПа.
Диспергация от расклинивающего действия воды затворения
особенно активно идет в начальный период закачки цементного
раствора в скважину, когда разрушаются (диспергируются) мало-
прочные частицы. По мере приближения раствора к забою сква-
жины он подвергается действию дополнительных факторов, уско-
ряющих процессы диспергации твердой фазы, а также давления,
температуры и перемешивания. Цементные частицы попадают под
воздействие всестороннего гидравлического давления.
В нашем случае цементные частицы в скважине находятся под
всесторонним гидростатическим давлением р, которое связано с уп-
ругой объемной деформацией ev
— p-kev.
Если принять в расчет вязкость твердого тела то уравнение
примет вид
— р ------ kev + ss'Vy,
где Aev — деформация, отнесенная к единице объема.
Работа сил внутреннего трения в единице объема
AW	— pAev ----	^Аву.
В результате общая работа сил внутреннего трения в частице
цемента, находящейся в растворе под давлением р, может быть
выражена уравнением
W - J A Wdt = $ kevdev + S ^e^dt.	7)
Ввиду того что частицы цемента или шлака имеют на своей
поверхности поры, острые трещины и внутренние полости, в этих
местах в напряженном теле возникает концентрация напряжений,
которая, как видно из зависимости (7), увеличивается с ростом
39
гидравлического давления. По данным П. Бриджмена, благодаря
концентрации напряжений в углах трещин может появиться на-
пряжение в 600 раз большее, чем среднее напряжение во всей ча-
стице. Эти напряжения существенно снижают прочность твердой
фазы раствора и, следовательно, облегчают процесс диспергации.
Структурообразование ускоряется вследствие сближения отдельных
частиц гидрата до расстояния Л<ЛК под влиянием внешнего гид-
равлического давления h л; (3-=-4) б0, где К*— критическое рас-
стояние, при котором возникает контакт; б0 — толщина адсорб-
ционного слоя.
В зависимости от минералогического состава клинкера измене-
ние размера кристаллов, составляющих цементные зерна, при на-
гревании от температуры Т\ до Т2 может быть определено по фор-
муле (Б. В. Дерягин)
г,
a (T)dt
1^10ег‘
где 10 — начальные размеры кристаллов; а — коэффициент терми-
ческого расширения.
Если а = const, то I = 10еа{т*~т,).
Повышение температуры приводит к росту напряжений в теле
частицы цемента, а ввиду разности коэффициентов расширения
составляющих его минералов увеличиваются (углубляются) микро-
трещины на поверхности зерен и образуются новые. Одновременно
с повышением температуры уменьшается вязкость воды затворе-
ния, чем облегчаются условия ее проникновения в микротрещины.
На диспергацию твердой фазы и ускорение загустевания и схва-
тывания цементных растворов влияют давление и колебания дав-
ления, возникающие при закачке растворов в затрубное простран-
ство скважины. Для выяснения действия этих факторов на загусте-
вание тампонажных растворов автором совместно с В. А. Волоши-
ным был выполнен ряд экспериментов на консистометре КЦ-3.
Исследования проводили с цементом для «горячих» скважин ново-
российского завода «Октябрь» и с ферромарганцевым шлаком Кон-
стантиновского завода. Интенсивность перемешивания раствора
в консистометре была постоянной и равнялась 60 об/мин.
При увеличении давления с 35 до 100 МПа сокращается время
загустевания с 225 до 80 мин, т. е. в 2,81 раза, при повышении тем-
пературы до 140 °C скорость загустевания цементного раствора
возрастает в зависимости от давления. Так, время начала загусте-
вания для тех же пределов давлений уменьшилось с 365 до 155 мин,
т. е. в 2,35 раза. При еще более высокой температуре (170 "С) и тех
же давлениях время загустевания сократилось с 640 до 320 мин,
т. е. в 2 раза. На лежалые шлаки давление оказывает меньшее
влияние.
Высказанные предположения подтверждаются и другими спе-
циально поставленными экспериментами. Во время определения
40
загустевания цементного раствора на консистометре КЦ-3 резко
снижали давление на 30 МПа и через 3—5 мин снова поднимали
его до прежнего уровня. Так давление изменяли три раза в течение
опыта.
Специфический эффект влияния колебания давления на загу-
стевание цементного раствора, как показали опыты П. Бриджмена
со стеклом, заключается в следующем. Вода затворения под дейст-
вием адсорбционных сил и гидравлического давления в течение
некоторого времени проникала внутрь тела цементных частиц
через трещины и другие дефекты поверхности. При резком сниже-
нии давления жидкость, находящаяся под действием молекуляр-
ных сил сцепления в порах и трещинах, не успевает из них выйти
и частицы цемента разрушаются вследствие расширения окклюди-
рованной воды.
Опыты по определению влияния изменяющихся во времени тем-
пературы и давления на скорость загустевания цементного раст-
вора проводили на консистометре КЦ-3 с приставкой для програм-
мирования скорости нагрева раствора в автоклаве.
Результаты опытов, в которых имитировали условия загусте-
вания раствора в скважине, показывают, что опытное время загу-
стевания (или сроки схватывания) цементных растворов значи-
тельно отличается от времени загустевания, определяемого при
забойных температурах и давлении. В наших опытах эта разница
составляла 40 мин при давлении выдержки (забойном давлении)
100 МПа, 95 мин при 20 МПа и 126 мин при 60 МПа. i-зЙ $ Я
ПЛОТНОСТЬ ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ И ЕЕ ЗНАЧЕНИЕ
ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
На качество цементирования скважин влияет разница плотностей
Ар цементного и бурового растворов. Она может быть положи-
тельной (Ар>0), отрицательной (Ар<0) и равной нулю (Ар = 0).
Разница плотностей растворов может быть одним из факторов,
обеспечивающих создание нагрузки на пласты.
На основании лабораторных работ Р. И. Шищенко и
Б. И. Есьманом предпринята попытка установить влияние разницы
плотностей цементного и глинистого растворов на качество цемен-
тирования. Испытания проводили при небольших скоростях дви-
жения цементного раствора (4—12 см/с). Если плотность вытес-
няющего цементного раствора рц больше плотности вытесняемого
глинистого раствора рг, то система при движении стремится к со-
хранению горизонтальной поверхности раздела. Процесс вытесне-
ния глинистого раствора цементным в этом случае проходит нор-
мально. В противном случае незначительная причина (местное
загустевание, увеличенная толщина глинистой корки и т. д.) мо-
жет привести к одностороннему движению цементного раствора.
Параметр D — (рц—pr) &rg/x0, характеризующий течение про-
цесса вытеснения глинистого раствора цементным, находится в пря-
41
мой зависимости от полноты вытеснения одного раствора другим.
Было установлено, что с увеличением этого критерия качество це-
ментирования повышалось.
Цементировочные работы проводят с использованием либо обыч-
ных, либо несколько утяжеленных цементных растворов, плот-
ность которых редко превышает 2100—2200 кг/м3. Цементные раст-
воры утяжеляют, когда плотность буровых высокая и достигает
1900—2200 кг/м3. Часто при отсутствии средств утяжеления сква-
жины, проведенные с использованием утяжеленных буровых раст-
воров, цементируют обычными растворами. Разница плотностей
становится равной нулю или составляет отрицательную величину.
Тем не менее скважины много лет дают безводную нефть. К таким
могут быть отнесены многие скважины, пробуренные в западной
части Краснодарского края (125 Анастасиевская, 310 Троицкая,
44 Смоленская, 70 Адагум, 145 Анастасиевская и др.).
Приведенный материал убедительно показывает, что разница
плотностей цементного и бурового растворов не является основным
фактором, определяющим качество цементирования скважин. Для
повышения коэффициента вытеснения бурового раствора цемент-
ным теоретически целесообразно увеличивать положительную раз-
ницу плотностей. Практически при фиксированных режимах за-
качки и продавки цементного раствора влияние этой разницы ме-
нее заметно.
При цементировании нефтяных и газовых скважин наблюдаются
значительные отклонения плотности цементного раствора от за-
данной лабораторией, доходящие иногда до ± 200 кг/м3. Расте-
каемость раствора изменяется при этом от «Не течет» до 28—30 см
по конусу АзНИИ. В разбавленных пачках утяжеленных растворов
утяжелитель седиментирует. Особенно трудно на практике выдер-
живать заданную рецептуру при затворении облегченных раство-
ров вследствие неравномерного смешения цемента и глинопорошка,
осуществляемого ручным способом. Изменение содержания воды
в растворе влияет на его свойства, особенно на загустевание. Ко-
лебание плотности при использовании замедлителей может при-
вести к осложнениям.
Предположение о том, что в коллекторе вследствие турбулент-
ности потока раствор интенсивно перемешивается и становится
однородным, не оправдывается. Колебания плотности раствора
остаются весьма значительными, в результате чего затвердевший
камень будет иметь различные физико-механические свойства.
Анализ промысловых данных по 122 операциям цементирова-
ния скважин с применением 552 смесительных агрегатов в объеди-
нении Краснодарнефтегаз показал [30], что плотность цементного
раствора часто не только не соответствует полученной в лабора-
торных условиях, но бывает ниже плотности бурового раствора.
Колебания величин плотности цементного раствора в процессе
его приготовления намного превосходят установленные нормы. Сле-
довательно, не соблюдается одно из основных требований, выпол-
42
нение которого необходимо для успешного цементирования сква-
жин,— поддержание заданной и равномерной плотности цемент-
ного раствора по всему объему затрубного пространства.
Установлено, что, чем больше плотность сухого материала,
тем сложнее поддерживать заданные показатели цементного раст-
вора. Существующие способы приготовления растворов основаны
на использовании гидросмесительных устройств с механической
подачей сухого материала в воронку. Как правило, колебания рас-
хода жидкости затворения незначительны. В то же время колеба-
ния количества подаваемого сухого материала велики и зависят
в первую очередь от конструктивных особенностей смесительных
агрегатов, а также от других факторов. Вследствие этого наблю-
даются колебания плотности цементного раствора.
Большое влияние на стабильность плотности раствора, приго-
товляемого с помощью цементно-смесительных агрегатов, оказы-
вает квалификация обслуживающего персонала [30]. При исполь-
зовании больших объемов цементного раствора в процессе цемен-
тирования участвует большое число цементно-смесительных агре-
гатов, каждый из которых производит раствор со значительными
отклонениями плотности от заданной. Чем больше смесительных
агрегатов, тем’труднее управлять процессом приготовления и под-
держивать требуемую плотность раствора, закачиваемого в сква-
жину. Сложность управления процессом приготовления вынуж-
дает вводить агрегаты в работу последовательного, что увеличивает
продолжительность периода выдачи раствора с нестабильной плот-
ностью.
Выход всех цементно-смесительных агрегатов на заданный ре-
жим работы занимает иногда до 40 % общего времени приготовле-
ния раствора. Ввод очередного агрегата в работу вносит сущест-
венные колебания плотности. Выход из строя работавшего агрегата
и ввод нового также изменяют общее значение плотности цемент-
ного раствора. Для обеспечения стабильности плотности раствора
одним из мероприятий является применение осреднительных емко-
стей, которые впервые в отечественной практике были использо-
ваны при цементировании скв. 1 Галюгаевская глубиной 5018 м.
Опыт применения емкостей оказался удачным. Однако слабым
звеном остается узел перемешивания приготовленного цемент-
ного раствора. В Грознефти успешно работают осреднительные
емкости, смонтированные на базе автоцистерны 4ЦР вместимостью
9 м3, с перемешивающими лопастными валами, создающими встреч-
ные потоки раствора. Применение таких емкостей улучшает усло-
вия работы агрегатов, которые при откачке приготовленного ра-
створа могут работать с повышенными скоростями подачи вследст-
вие незначительного давления в нагнетательном трубопроводе.
В объединении Краснодарнефтегаз в качестве осреднительных
емкостей использовали мерники цементировочных агрегатов. Ко-
лебания плотности цементных растворов не превышали 30 кг/м3.
Изменение сроков загустевания цементных растворов в зависи-
43
ТАБЛИЦА 3
Номер рецепта	Состав смеси по массе		Замедлители, %				Количество воды от массы смеси.	Растекаемость см	Плотность раст- вора*, кг/м3-10“ 3	Время загусте- вания, ч—мин
			от массы смеси		от массы воды					
	Цемент	Глинопо- рошок								
			ССБ	хром- пик	ССБ	хром- пик				
Т = 60 °C, р = 30 МПа
1	1	—	—	—	—	—	50,0	20,0	1,83	1—21
2	1	—	—	—	—	—	70,0	35,0	1,67	4—50
3	1	—	—	—	—	—	57,5	26,5	1,76	1—50
4	1	—	—	—	—	—	43,3	16,0	1,91	1—03
5	1	—	—	—	——	—	40,0	12,0	1,95	0—00
6	3	1	—	—			—	76,2	19,5	1,61	2—07
7	3	1	—	—	—	—	90,0	26,2	1,54	6—00
8	3	1	—	—	—	—	87,0	24,5	1.56	3—35
9	3	1	—	—	—	—	68,0	16,0	1,66	1—30
10	3	1	—	—	—	—	65,0	12,5	1,68	1 — 17
				7’ = 9С	°C, Р	= 45 МПа				
11	1	.—	0,60	0,30	1,57	0,79	38,3	19,5	1,97	2—20
12	1	—	0,70	0,35	1,57	0,79	45,0	24,0	1,89	4—12
13	1	—	0,54	0,27	1,57	0,79	34,5	16,0	2,02	1—20
14	1	—	0,49	0,24	1,57	0,79	31,1	12,0	2,08	0—25
15	3	1	0,71	0,36	1,00	0,50	71,2	20,0	1,64	0—41
16	3	1	0,85	0,42	1,00	0,50	85,0	31,0	1,57	4—00
17	3	1	0,80	0,40	1,00	0,50	80,0	27,0	1,59	2—00
18	3	1	0,68	0,34	1,00	0,50	67,5	16,5	1,67	0—20
19	3	1	0,63	0,32	1,00	0,50	63,0	12,0	1,70	0—10
♦Для растворов с добавками ССБ (50%-ной концентрации) и хромпика приведены
расчетные значения плотности.
мости от количества воды затворения или, что то же, от колебаний
плотности исследовали на консистометре КЦ-3 при частоте враще-
ния мешалки прибора 60 об/мин по следующей методике. Подби-
рали срок загустевания при растекаемости раствора 18—20 см по
конусу АзНИИ. За время загустевания принимали момент уста-
новления допустимой вязкости. Затем изменяли водоцементное
отношение так, чтобы растекаемость раствора имела значение от
11—12 до 27—30 см по конусу АзНИИ. Изменение плотности раст-
вора колебалось в пределах ± 150 кг/м3 для чистых цементов и
± 60—100 кг/м3 для цементно-глинистых смесей. Растворы изме-
ненной рецептуры приготовляли на той же воде (с замедлителями),
которую применяли для основного состава раствора, т. е. концен-
трация замедлителей в воде оставалась прежней, изменялось только
количество воды.
В табл. 3 приведены данные опытов с карадагским цементом
для «горючих» скважин. Резкое уменьшение или увеличение вре-
мени загустевания цементного раствора при температуре 60 °C
44
происходит при изменении
исходной плотности рас-
твора (рецепты 1 и 6) на
100 кг/м3, а цементно-бен-
тонитового — на 50 кг/м3.
С увеличением температу-
ры испытания до 90 °C
влияние колебаний плот-
ности раствора возрастает.
Характер изменения
времени загустевания в за-
висимости от колебаний
плотности раствора пока-
зан на рис. 17. Как видно
из рисунка, цементно-гли-
нистые растворы более
чувствительны к измене-
ниям плотности по сравне-
нию с растворами без доба-
вок глинопорошка-
Для ориентировочного
установления возможных
колебаний плотности це-
ментных и цементно-гли-
нистых растворов примем
допустимые отклонения
времени загустевания
± 25 % от подобранного
значения. За подобранное
время загустевания рас-
твора принято время, в те-
чение которого его подвиж-
ность уменьшится не бо-
лее чем до 20 ±0,5 см по
конусу АзНИИ.
Для цементных раство-
ров без добавок глино-
порошка при 60 °C допусти-
мые отклонения составля-
Рис. 17. Зависимость времени загустевания
цементного и цементно-глинистого раство-
ров от их плотности:
/ — цементный раствор (/ = 60 °C, р -= 30 МПа);
// — цементно-глинистый раствор с Ц: Г = 3 : 1
(/ -.- (> (СС, р = 30 МПа); /7/ — цементный рас-
твор + ССБ -|- хромпик ( / -- 90 ‘’С, р — 45 МПа;
IV — цементно-глинистый раствор (с Ц : Г --
= 3:1) Н- ССБ 4- хромпик (t -- 90	°C, р --
= 45 МПа); арабские цифры на кривых — растс-
каемость раствора
Рис. 18- Зависимость времени загустевания
шлаковых растворов от их плотности:
шлаковый раствор; 1 — Т -- 120 °C; 2 — Т  
160 °C; шлакобептоиитовый раствор; 3 — Т --
= 120 °C; 4 — Т 160 СС
ют ± 70 кг/м3, а при 90 СС
± 30 кг/м3, для цементно-глинистого раствора при 60 °C ±30 кг/м3,
а при 90 СС ±20 кг/м3, т. е. при добавках глинопорошка и увели-
чении температуры допустимые отклонения плотности раствора
уменьшаются. При указанных отклонениях плотности растекае-
мость раствора остается в пределах от 16—17 до 23—24 см. Таким
образом, для одного и того же раствора наблюдается удовлетвори-
тельная связь между растекаемостью и допустимыми отклонениями
времени загустевания раствора.
45
Анализ данных позволяет сделать вывод о том, что при подоб-
ранном количестве замедлителей одним из основных факторов,
влияющих на загустевание растворов, является консистенция (рас-
текаемость) шлакового раствора, определяющая его текучесть.
Шлакоглинистые растворы требуют добавок большего количества
замедлителей для получения растворов с одинаковыми сроками
загустевания, чем шлаковые. Шлакоглинистые растворы резко
загустевают при снижении растекаемости до 11—13 см против ис-
ходной 18—21 см.
На рис. 18 показана динамика загустевания шлаковых и шлако-
глинистых растворов в зависимости от их плотности. Для шлако-
вых растворов исходная плотность принята равной 1830 кг/м3,
для шлакоглинистых — 1540 кг/м3. [Срок загустевания шлако-
глинистых растворов изменяется прямо пропорционально их плот-
ности. Для «чистых» шлаков эта зависимость степенная в области
высоких значений плотности и прямая — в области пониженных
значений.
На рис. 18 пунктирные линии обозначают пределы допустимых
колебаний плотности. Для шлакового раствора, рецептура кото-
рого подбиралась при 120 °C и давлении 40 МПа (кривая 1), верх-
ний предел плотности 1870 кг/м3, нижний 1800 кг/м3. При темпера-
туре 160 °C соответственно 1910 и 1780 кг/м3. Таким образом, при
правильно подобранной рецептуре можно допустить пределы ко-
лебаний плотности шлакового раствора на ± 60 кг/м3. Для шлако-
глинистых растворов колебания плотности представляют большую
опасность и допустимые их значения не должны превышать
± 30 кг/м3.
Для практических целей предлагается следующая методика
установления допустимых пределов изменения плотности цемент-
ных растворов. Применительно к конкретным условиям путем
ввода замедлителей, если это необходимо, подбирают рецептуру
раствора с растекаемостью 20 ±0,5 ,см. Затем определяют плот-
ность раствора при растекаемости 16 -J- 1 и 24—1 см, соответст-
вующей наибольшей и наименьшей допустимой плотности раст-
вора. При этом цемент следует затворять на воде, содержащей
замедлители (ускорители) в концентрации, соответствующей по-
добранному рецепту раствора.
Для изучения влияния однородности цементных растворов на
физико-механические свойства затвердевшего камня растворы при-
готовляли в лабораторной мешалке пропеллерного типа с частотой
вращения 1250 об/мин при различном времени перемешивания.
Однородность образцов определяли по методу, основанному на
применении окрашенных специальными люминесцирующими ве-
ществами (люминоформами) компонентов смеси. Окрашенный ком-
понент (например, песок) вводится в цемент (с последующим за-
творением смеси) или испытуемую смесь. При облучении ультра-
фиолетовыми лучами отобранных проб (или образцов) покрытие
люминофором песчинки ярко светятся. Это дает возможность уста-
46
новить их распределение по поверхности и определить степень
перемешанности (распределения частиц) раствора, т. е. Однород-
ность. При определении однородности цементных растворов ме-
тодом подсчета светящихся песчинок можно пользоваться средним
квадратическим отклонением светящихся зерен от некоторого
центра. Параметр о, являясь средним квадратическим отклонением,
характеризует разброс значений светящихся зерен.
Опыты показали, что с увеличением времени перемешивания
от 5 до 35 мин однородность образцов изменялась соответственно
от ст — 35 % до о = 59 %.
Проведенные совместно с А. С. Мамврийским исследования по-
казали, что прочность цементно-песчаных образцов может быть
увеличена в результате улучшения однородности растворов. С по-
вышением температуры до 140 СС влияние однородности раствора
на прочность цементно-песчаного камня заметно снижается. При
изменении однородности цементно-песчаных образцов состава 2 : 1
с 71 до 44 % газопроницаемость оставалась постоянной.
Применение метода «меченого» песка, положенного в основу
определения однородности смесей, позволило ответить на вопрос
о расслоении сухих многокомпонентных смесей при их транспорти-
ровании. Исследования показали, что при вибрации и встряхива-
нии все испытуемые смеси не расслаиваются.
СМЕШЕНИЕ ЦЕМЕНТНЫХ И БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
При закачке и прсдавке цементный раствор смешивается с буровым.
При этом иногда наблюдается сильное загустевание смеси, что мо-
жет привести к осложнениям, связанным с резким повышением
давления. Очевидно, подбором оптимальных составов цементных
и буровых растворов во многих случаях можно уменьшить сгуще-
ние их смесей или свести его на нет.
В проведенных совместно с Ш. М. Рахимбаевым исследованиях
были использованы некоторые специально приготовленные и взя-
тые из скважин химически обработанные глинистые растворы. В ре-
зультате испытаний была оценена склонность к загустеванию сме-
сей растворов различного состава и сделаны выводы по примене-
нию буферных растворов.
1.	Буровой раствор, соленый или пресный, обработан гипаном:
а) если цементный раствор обработан КМЦ или гипаном, на-
блюдается сильное сгущение при смешении его с глинистым раст-
вором указанного состава; б) то же, если скважина цементируется
шлаковым раствором, обработанным КМЦ; в) шлаковый раствор
обработан гипаном, сгущение умеренное; г) цементный раствор
обработан ССБ, виннокаменной кислотой (ВКК) или ее солями,
КССБ, сгущение незначительное; д) шлаковый раствор обработан
ССБ, КССБ, виннокаменный кислотой или ее солями, сгущения
не наблюдается.
47
2.	Буровой раствор обработан КМЦ: а) цементный раствор об-
работан гипаном, наблюдается сильное сгущение — необходимо
применение буферной жидкости; б) цементный раствор обработан
КМЦ, следует использовать буферную жидкость; в) цементный раст-
вор обработан ССБ, КССБ или ВКК, наблюдается умеренное сгу-
щение, более сильное, когда раствор обработан ССБ; г) шлаковый
раствор обработан гипаном, при его смешении с глинистым раст-
вором, обработанным КМЦ, образуются труднопрокачиваемые
пасты — необходимо применение буферной жидкости; д) шлако-
вый раствор обработан КМЦ, при его смешении с глинистым раст-
вором, стабилизированным КМЦ, наблюдается незначительное
сгущение; е) шлаковый раствор обработан ССБ, КССБ и ВКК, сгу-
щение незначительное.
3.	Буровой раствор стабилизирован КМЦ и ингибирован из-
вестью или солями кальция, например гипсом: а) цементный раст-
вор обработан гипаном, при его смешении с ингибированным бу-
ровым раствором, стабилизированным КМЦ, наблюдается сильное
сгущение — необходимо применение буферной жидкости; б) це-
ментный раствор обработан КМЦ, сгущение незначительное и крат-
ковременное; в) цементный раствор обработан ССБ, КССБ или ВКК,
сгущение незначительное, кратковременное; г) шлаковый раствор
обработан ССБ, КССБ, КМЦ или ВКК, сгущения не наблюдается.
4.	Буровой раствор стабилизирован УЩР: а) цементный раст-
вор обработан гипаном или КМЦ, наблюдается значительное за-
гущение смеси растворов; б) цементный раствор обработан ССБ,
КССБ или ВКК, сгущение небольшое; в) шлаковый раствор обра-
ботан гипаном или КМЦ — необходимо применение буферной
жидкости; г) шлаковый раствор обработан ССБ, КССБ или ВКК,
сгущения не наблюдается.
5.	Буровой раствор стабилизирован лигносульфонатами, на-
пример КССБ: а) цементный раствор обработан гипаном или КМЦ,
сгущение незначительное; б) цементный раствор обработан ССБ,
КССБ или ВКК, сгущение незначительное; в) шлаковый раствор
обработан гипаном или КМЦ, сгущение незначительное; г) шлако-
вый раствор обработан ССБ, КССБ, ВКК, сгущения нет.
6.	Буровой раствор стабилизирован БКИ — смесью лигносуль-
фонатов, каустической соды и извести: а) цементный раствор обра-
ботан гипаном или КМЦ, значительное сгущение смеси растворов;
б) цементный раствор обработан ССБ, КССБ или ВКК, значитель-
ное сгущение растворов; в) шлаковый раствор обработан гипаном
или КМЦ, сгущение растворов незначительное; г) шлаковый раст-
вор обработан ССБ, КССБ или ВКК, сгущения нет.
7.	При бурении скважин применяются нефтеэмульсионный,
нефтебитумный или иной раствор на нефтяной основе. Если в состав
стабилизированного нефтеэмульсионного раствора не входит гипан
или КМЦ, сгущения не наблюдается. Если же раствор на нефтяной
основе обрабатывается гипаном или КМЦ, то его поведение будет
аналогично указанному в пп. 1 и 2.
48
Рис. 19. Зависимость растекае-
мости смеси цементного и гли-
нистого растворов от соотно-
шения их сСтскв:
I — раствор без обработки; 2 —
то же с добавкой 0,5 % КМЦ; 3 —
то же с добавкой. 0,5 % гнпана;
4 — то же с добавкой 5 % УЩР
Если буровой раствор обработан несколькими реагентами, по-
следние по влиянию на загустевание при смешении’с цементным
раствором располагаются в следующий ряд: гипан —КМЦ ->
-> УЩР -> лигносульфонаты. Однако влияние реагентов на свой-
ства буровых растворов зависит не только от вида, но и количества
реагента, добавляемого в раствор.
В некоторых случаях, если количество добавляемого в раствор
УЩР в несколько десятков раз превышает добавку гнпана или
КМЦ, влияние последних на загустевание при смешении может
нивелироваться.
Если растекаемость наиболее густой смеси какого-либо состава
16—18 см, то применение буферной жидкости при цементировании
данной скважины необязательно. Если минимальная растекаемость
смесей находится в пределах 12—16 см, то рекомендуется примене-
ние буферной жидкости, а при растекаемости смесей 10 см и менее
применение буферной жидкости обязательно.
На рис. 19 представлены кривые изменения растекаемости сме-
сей цементного и глинистого (из минералов: а — каолинита, б —
монтмориллонита и в — палыгорскита) растворов с различной
химической обработкой.
Характер загустевания смесей предопределяет целесообразность
или необходимость применения разделительных буферных жидко-
стей.
Аналогичные результаты получены для других цементных, шла-
ковых и буровых растворов.
49
СЕДИМЕНТАЦИОННАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ
В промысловой практике и в исследовательских работах факти-
чески не учитывается такое важное свойство цементных растворов,
как их седиментационная устойчивость. Однако и лабораторные
опыты, и практика цементирования скважин все с большей убеди-
тельностью доказывают важность ее учета.
Вследствие сильно развитой межфазовой поверхности цемент-
ные растворы агрегативно неустойчивы и стремятся к равновес-
ному состоянию с минимумом свободной энергии, что практически
приводит к разделению системы на две сплошные среды — воду
и твердую фазу. В обычных цементных растворах все частицы осе-
дают с одинаковой скоростью. Вся структурированная твердая со-
ставляющая смеси оседает относительно неподвижных стенок со-
суда (скважины). Мобильная вода затворения профильтровывается
вверх. При этом имеется потенциальная возможность прорыва наи-
более слабых участков структурированной твердой фазы и образо-
вания канала, по которому жидкость будет перемещаться вверх
с меньшими затратами энергии.
В специальных опытах с подпором воды или газа снизу к седи-
ментирующей массе под определенным давлением каналы в камне
наблюдались чаще.
Необходимость нормирования седиментационной устойчиво-
сти цементных растворов особенно выявляется при цементирова-
нии газовых скважин и скважин с аномально высоким пластовым
давлением. Влияние температуры на седиментационную устойчи-
вость дисперсной системы можно определить, рассматривая упро-
щенное уравнение Пауэрса для вычисления скорости водоотделе-
ния:
S(l —e)t]
где Q — скорость водоотделения через единицу поверхности филь-
трации при данных условиях эксперимента; k — константа, опре-
деляющая вяжущее; е — отношение объема, заполненного жид-
костью, к объему суспензии; w — коэффициент, учитывающий часть
воды, которая связана с твердой фазой и не участвует в водоотдаче;
5 — удельная поверхность твердой фазы; ц — вязкость жидкости.
С повышением температуры ускоряется гидратация цемента, а
следовательно, уменьшается коэффициент е, учитывающий долю
свободной воды, увеличиваются удельная поверхность твердой
фазы <$ и коэффициент w. С ростом температуры падает вязкость
дисперсионной среды, что распространяется и па тот случай, когда
жидкость затворения обработана водорастворимыми полимерами,
которые в нормальных условиях повышают общую устойчивость
системы.
Для выявления взаимного влияния этих факторов были постав-
лены опыты в автоклаве. Вертикально и наклонно устанавливали
50
Рис. 20. Прибор для определения седиментационной устойчи-
вости цементных растворов
стеклянные трубки диаметром 37 мм и длиной 105 см. Смесь твер-
дела при температуре 140 °C и давлении 35 МПа. Для сравнения
ставили контрольные заполненные таким же раствором трубки,
в которых цементный раствор твердел в нормальных условиях.
Данные опытов свидетельствуют о том, что наличие давления и тем-
пературы способствует росту водоотделения.
Автором совместно с А. К. Куксовым и О. Н. Обозиным пред-
ложен гладкостенный стеклянный вертикальный цилиндр для
определения перемещения уровня твердой составляющей раствора
диаметром 35 мм и высотой 300 мм. Этот прибор показан на рис. 20.
Величина седиментационной устойчивости по водоотделению за-
меряется по следующей методике. Стеклянный цилиндр 1, промы-
тый и просушенный, устанавливается в гнездо горизонтальной
полки прибора 4 и прижимается хомутом 8 и зажимной гайкой 6
к вертикальной стойке 3. По уровню 7 при помощи установочных
винтов 5 полка приводится в горизонтальное положение. Цилиндр
51
заполняется раствором до нулевой отметки. Водоотделение изме-
ряют в миллиметрах по двум боковым линейкам. При этом, если
показания левой и правой линеек 2 различны, то принимают ве-
личину, равную их среднеарифметическому значению.
Для повышения седиментационной устойчивости цементных
растворов может быть рекомендован весь комплекс мероприятий
по снижению их водоотдачи.
ВОДООТДАЧА
Успешность цементирования скважин часто определяется водоот
дачей цементных растворов. Большие значения водоотдачи неже
лательны при цементировании продуктивных горизонтов в связи
с образованием блокирующих зон, закупоркой пластов, седимен-
тационной неустойчивостью растворов и т. д. При большой водо-
отдаче раствор становится вязким, труднопрокачиваемым, сроки
схватывания его ускоряются, образуется толстая цементная корка,
вследствие чего возможен прихват обсадной колонны во время ее
расхаживания при сдирании глинистой корки скребками.
Если процесс цементирования осуществляется с очищением сте-
нок скважины от глинистой корки, необходимо резко снижать во-
доотдачу цементного раствора.
Во ВНИИКАнефтегазе и ВНИИКРнефти разработан прибор
для определения водоотдачи цементных растворов при различных
температурах, давлениях и перепадах давления. Испытания пока-
зали его полную работоспособность. Он изготовляется на базе авто-
клава. На этом же приборе определяется водопроницаемость це-
ментного камня через различные сроки твердения. Водоотдача раст-
вора может устанавливаться при его перемешивании и в состоянии
относительного покоя.
Необходимые перепады давления создаются мультипликатором,
состоящим из корпуса, сменных втулок и поршней. Процесс запи-
сывается специальным устройством.
Водоотдача чистых цементных растворов высока и зависит от
многих факторов, в том числе от природы цемента, его удельной
поверхности, состояния раствора, водоцементного отношения, на-
полнителей и т. д. Установлено, что водоотделение цементных раст-
воров происходит весьма интенсивно: за первую минуту испытания
отфильтровывается примерно 50—70 % воды.
При постоянной температуре и повышении перепада давления
до 5 МПа водоотдача цементных растворов увеличивается. С повы-
шением температуры от 20 до 250 °C водоотдача также возрастает
и достигает максимума в интервале 50—100 °C.
При разработке рецептур цементных растворов с пониженной
водоотдачей следует придерживаться методов комбинированных
обработок. Необходимым компонентом является глина, лучше вы-
соковязкая, тонкодисперсная. В качестве реагентов могут быть
использованы гипан, КМЦ, ССБ и другие химические соединения.
52
Наиболее эффективный метод понижения водоотдачи цементных
растворов — одновременное введение в них глин и химических реа-
гентов. Лучшие результаты получены при совместном введении
в цементные растворы глины и гипана.
Водоотдача шлаковых растворов с растекаемостью 18—20 см
при 130—200 °C и перепаде давления 5 МПа только за 1 мин дости-
гает 80 %, а через 15—25 мин составляет соответственно 88 и 91 %.
Снизить водоотдачу шлакового раствора можно введением пере-
численных выше реагентов при наличии глины. Оптимальное ко-
личество ее составляет 15—20 %. Большая добавка существенно
влияет на скорость водоотдачи, меньшая — на ее абсолютную ве-
личину.
Вместе со снижением водоотдачи цементных растворов вводи-
мые реагенты, как правило, замедляют сроки схватывания цемент-
ных растворов. Критериями для установления предельно допусти-
мой водоотдачи могут служить три основных положения [7]: со-
хранение прокачиваемости раствора в течение всего процесса це-
ментирования, способность к седиментационной устойчивости и
влияние проникновения фильтрата раствора на изменение коллек-
торских свойств продуктивного пласта. Предельные нормы водоот-
дачи цементного раствора могут быть установлены на основе изу-
чения времени прокачиваемости раствора в зависимости от количе-
ства отфильтровавшейся воды и влияния количества проникшего
фильтрата цементного раствора на изменение проницаемости кол-
лектора.
Определим водоотдачу цементного раствора исходя из первого
положения. Допустимая относительная водоотдача Вдоп может
быть определена по формуле
Вдоп = (1-Д^М1°0:%,
\ В : Цн J
где В : Цкр — критическое водоцементное Отношение; В : Цк —
нормальное водоцементное отношение при растекаемости по конусу
АзНИИ 20—22 см.
Сущность методики по нормированию водоотдачи сводится к оп-
ределению критического водоцементного отношения В : Дкр, ха-
рактеризующего минимально допустимое количество жидкости,
находящейся в цементном растворе, при котором последний еще
мог бы прокачиваться по стволу скважины. Прокачиваемость раст-
вора определяется на консистометре КЦ-3 и характеризуется вре-
менем загустевания раствора до допустимой вязкости.
Опыты проводили с цементными растворами с пониженной во-
доотдачей следующих составов: А — 90 % портландцемента
+ 10 % бентонитовой глины + 1,5 % гипана; Б — 85 % домен-
ного шлака + 15 % бентонитовой глины + 1,5 % гипана; В —
90 % беллито-кремнеземистого цемента + 10 % бентонитовой
глины + 1,5 % гипана.
53
ТАБЛИЦА 4
Цементный раствор	Характеристика раствора				Условия опыта		1 Глубина спуска экс- плуатационной колон- 1 ны Я, м	Время t , требуемое	| для цементирования । скважины глубиной Я, 1 мин	Вязкость раствора на КЦ-3 через время /ц, На-с	Критическое водоце- ментное отношение В:«кр
	Количество ВКК>	Нормальное водо- цементное отноше- ние В: Цн	Растекаемость. см	। Плотность, кг/м3 10“3							
					О о	। р, МПа					
	0,4	0,65	20	1,74	75	15	1050		56	4,4	0,55
А	0,5	0,75	20	1,70	100	20	1500		70	4,3	0,65
	1,0	0,75	21	1,70	125	25	1950		80	4,1	0,65
	—	1,00	21	1,50	125	25	1950		80	4,0	0,62
Б	1,0 0,2	0,85	20	1,56	200	60	5000		186	4,5	0,82
	1,0	0,85	21	1,54	150	40	2600		106	4,2	0,70
В	—	0,90	21	1,52	200	60	5000		186	4,4	0,65
Время загустевания регулирования добавками виннокаменной
кислоты (ВКК), монохромата натрия (Na2CrO4) и кальцинирован-
ной соды (Na2CO3). Количество замедлителя или ускорителя ох-
ватывания раствора подбирали для различных температур с таким
расчетом, чтобы время его загустевания примерно равнялось вре-
мени /ц. Время /ц принималось равным удвоенному расчетному
времени на процесс цементирования скважины с условной глуби-
ной 1050, 1500, 1950, 2600 и 5000 м. На этих глубинах забойная
температура на некоторых площадях Ставрополья соответственно
равна 75, 100, 125, 150 и 200 °C.
Параметры растворов составов А, Б, В и время /ц приведены
в табл. 4.
Критическое водоцементное отношение В : Цкр определяли
следующим образом. Подобранный цементный раствор состава А,
Б или В проверяли на загустевание на консистометре при различ-
ных водоцементных отношениях В : Ц3, близких к нормальным
В : Цп. При этом во всех случаях соблюдалось условие: В : Д3<
<ZB : Цп. Критическое водоцементное отношение считалось по-
добранным (т. е. В : Ц3 = В : Цкр), когда испытуемый цементный
раствор загустевал до допустимого значения за время £пр движе-
ния его в затрубном пространстве, так как водоотделение из раст-
вора может происходить только в этот период, тогда можно счи-
тать, что
/,,р - Я/(Оц60),	(8)
где Н — высота подъема цементного раствора за колонной, м;
— средняя скорость движения цементного раствора в кольце-
вом пространстве, м/с.
54
ТАБЛИЦА 5
Цементный раствор	Предельная	относительная	водоотдача (в 9	о) при	температуре. °C
	75	100	125	150	200
А	15,5	13,5	13,5				
Б	—			28	—		
В	—	—	—	17,5	28
Подставив в формулу (8) значения Н из табл. 4, получим /пр =
= 6-т-28 мин для скважины с глубинами спуска эксплуатационных
колонн от 1000 до 5000 м при уц = 1,5 м/с. Принимая во внимание
то, что по существующим методикам водоотдача растворов опреде-
ляется за 30 мин, в опытах по определению В : Цкр продолжи-
тельность испытания на КЦ-3 раствора с уменьшенным водоце-
ментным отношением также равнялась 30 мин.
При разработке рецептур цементных растворов с пониженной
водоотдачей используется формула
ВоТ=(уФ/Ув):юо,	(9)
где :ВОТ — относительная водоотдача, %;	— объем фильтрата,
выделившегося за 30 мин из 100 см3 цементного раствора, см3;
VB — объем воды, содержащейся в 100 см3 цементного раствора,
см3:
Ув = [Р(В : Ц)]/[1 н-(В : Ц)],
где Р — масса 100 см3 цементного раствора, г.
Данные о предельной относительной водоотдаче исследованных
составов цементных растворов, подсчитанные по формуле (9) на
основе значений В : Цн и В : Цкр, приведены в табл. 5.
В среднем можно считать, что относительная водоотдача раство"
ров на основе портландцемента и доменных шлаков должна нахо-
диться в пределах 15—20 %. Раствор может считаться пригодным
для цементирования скважин при условии Вот < Вдоп.
Для снижения водоотдачи цементного раствора могут быть ис-
пользованы реагенты-замедлители сроков схватывания [28] (табл. 6).
После лабораторной доработки следующих базисных рецептур
могут быть получены цементные растворы с пониженной водоот-
дачей.
I.	Растворы, которые могут быть применены при температуре
70—100 °C;
портландцемент + 0,5—2 % метилцеллюлозы, В : Ц = 0,55—
0,70;
портландцемент + 1—2 % поливинилового спирта, В : Ц = 0,5;
портландцемент + 1,5—3 % КССБ, В : Ц — 0,35; этот раст-
вор схватывается при 80—100 °C лишь при применении некоторых
цементов; растворы этих рецептур нуждаются в пеногашении;
55
ТАБЛИЦА 6
Состав цементного раствора, %		Водоглино- цементное отношение	Реагент- замедлитель	растекае- мость раствора, см	Водоотдача за 30 мин при 22 °C, см3
Портланд- цемент	Глина				
100		0,5		23	670
75	25	0,8			18	183
67	33	0,9	—	18	105
50	50	1,0				17	90
100	—	0,5	ССБ	26	185
75	25	0,8	ССБ	25	88
67	33	0,9	ССБ	23	70
50	50	1,0	ССБ	16	47
100	—	0,5	КМЦ	22	171
75	25	0,8	кмц	16	64
67	33	0,9	кмц	15	56
50	50	1,0	кмц	14	43
100	—.	0,5	Гипан	22	149
75	25	0,8	»	18	65
67	33	0,9	»	17	50
50	50	1,0	»	16	37
100	—	0,5	Нитро- лигнин	25	165
75	25	0,8	То же	24	74
67	33	0,9	»	23	57
50	50	1,0		22	42
100	—	0,5	ПФХЛ	25	148
75	25	0,8	ПФХЛ	24	52
67	33	0,9	ПФХЛ	24	46
50	50	1,0	ПФХЛ	23	28
Примечания. 1. Реагенты добавляли в количестве 1 % сухого вещества к массе
цемента. 2. Для лучшего растворения нитролигнин вводили с каустической содой
в соотношении 1.0: 6,1. 3. Давление фильтрации составляло 0.1 МПа.
(0,05—0,1 % сивушных масел, дибутилфтолата или солей нафте-
новых кислот);
портландцемент + 2—4 % сульфированного полистирола,
В : Ц = 0,4.
II.	Растворы, которые могут быть применены при температуре
100—200 °C;
портландцемент + 0,5—1,5 % гипана, К-4, КМЦ или этансуль-
фона целлюлозы + 0,3—1 % ВКК, В : Ц = 0,4-нО,5;
портландцемент + 0,3—0,7 % полиакриламида + 0,3—0,5 %
ВКК или борной кислоты, В : Ц == 0,55—0,65; перечисленные реа-
генты могут быть добавлены к шлакоцементным растворам, при
этом иногда можно не добавлять ВКК.
III.	Растворы, которые могут быть применены при температуре
130—200 °C:
шлак 4* 0,5—1,5 % гипана -f- 0,3—1 % хромпика, В ; Ц = 0,5;
56
шлак 4-0,5—1,5 % полиакриламида +хромпик или без него,
В : Ц = 0,55.
Дозировка реагентов указана в процентах сухого вещества от
массы цемента.
Во ВНИИКРнефти предложен новый реагент для снижения во-
доотдачи растворов на базе портландцементов и шлаковых цемен-
тов ПВС-ТР. Рабочий температурный диапазон его действия
0—140 °C. Реагент допускает в качестве воды затворения пресную
и морскую воду и позволяет снизить водоотдачу до значений, близ-
ких к нулевым.
РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ
Обработка экспериментальных данных позволила Э. Бингаму
(1922 г.) сформулировать закон трения для вязко-пластичных жид-
костей:
T=^T0-f-r](^w/cfn),	(10}
где т — касательное напряжение или напряжение сдвига; т0 —
динамическое напряжение сдвига; т] — пластическая вязкость;
duldn — градиент скорости.
В 1889 г. Ф. И. Шведовым предложена более общая зависимость,
в связи с чем закон получил название Шведова—Бингама. Вели-
чина т0 Э. Бингамом была названа «пределом текучести», Р. И. Ши-
шенко — «предельным напряжением сдвига», «началом текучести»
и «статическим напряжением сдвига», Н. В. Тябиным — «предель-
ным напряжением сдвига», другими — «начальным напряжением
сдвига».
Пластическая вязкость т| Э. Бингамом названа «густотой», в оте-
чественной литературе ее чаще называют «структурной вязкостью».
Из зависимости (10) можно получить
i/dti T\du!dn Тр	, т0
dn duldn du/dn	'duldn
или, обозначая
получим
т = rf duldn,
где г]' — эффективная вязкость. Строго говоря, значения эффек-
тивной вязкости меняются для каждой точки на кривой.
Реологические характеристики (т0, т]) цементных и буровых
растворов определяются природой базисных материалов и напол-
нителей, зависят от их соотношения и количества, природы введен-
ных реагентов, температуры, давления, конструктивных особен-
ностей аппаратуры, методики определения параметров и от пред-
истории деформации жидкости.
57
Цементные (как и буровые) растворы обладают свойством тик-
сотропии. Этот термин был введен Г. Фрейндлихом для определения
изотермического обратимого процесса перехода геля в золь при
механическом воздействии. Впоследствии ему было дано более глу-
бокое толкование как свойства тела, при котором отношение ка-
сательного напряжения к скорости сдвига временно понижается
в результате предшествующей деформации.
При изучении реологии и гидродинамики цементных растворов
в процессе цементирования обсадных колонн глубоких высокотем-
пературных скважин первостепенное значение имеют:
1)	определение режимов движения и необходимых скоростей
восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве,
обеспечивающих наиболее полное замещение глинистого раствора
цементным;
2)	оценка потерь напора и ожидаемых давлений продавки;
3)	'изыскание путей уменьшения гидродинамического давления
на пласты для предотвращения их гидроразрыва и поглощения
цементного раствора;
4)	обеспечение безаварийного завершения процесса цементиро-
вания.
Для определения реологических параметров цементных раство-
ров применяют приборы трех типов, основанные на различных
принципах.
1.	Приборы вращения коаксиальных цилиндров в испытуемой
среде (ротационные вискозиметры). Замеряют момент, необходи-
мый для вращения одного из цилиндров (внутреннего или наруж-
ного) в испытуемой жидкости с некоторой угловой скоростью, по
полученной величине и конструктивным параметрам (коэффициен-
там) из расчетов находят значения реологических констант.
2.	Приборы тангенциального смещения пластинки в испытуе-
мой среде. Замеряют силы сопротивления при перемещении пла-
стинки в цементном растворе и определяют упругие характеристики
жидкости.
3.	Приборы, в которых цементный раствор или другая вязко-
пластичная жидкость проталкивается (протягивается) через ка-
пиллярные трубки. Параметры раствора определяют по величине
расхода через трубку (или времени прохождения определенного
объема) известных размеров и по величине перепада давления, не-
обходимого для проталкивания жидкости.
Наиболее существенными недостатками ротационных вискози-
метров по сравнению с капиллярными являются трудности работы
с седиментационно неустойчивыми цементными растворами, цен-
трифугирование крупных частиц дисперсной фазы раствора и об-
разование выработки в массе начинающего загустевать и схваты-
ваться цементного раствора в результате вращения внутреннего
цилиндра.
К основным недостаткам капиллярных вискозиметров следует
отнести невозможность точного определения степени разрушения
58
тиксотропной структуры по времени замера и конфигурации поля
скоростей для потока по всей длине капилляра. В таких приборах
скорость сдвига непостоянна в сечении, перпендикулярном к обра-
зующей капилляра. Следовательно, результаты измерений и их
интерпретация не столь очевидны и достоверны. При работе с ка-
пиллярными вискозиметрами обычно принимают, что течение
вблизи стенки не аномально.
Для цементных растворов это допущение не правомерно. В не-
которых случаях при движении цементных растворов возможно
образование пристенного жидкостного (водяного) слоя, что также
в значительной степени исказит результаты. Трудно учесть в рас-
четах некоторые особенности капиллярного метода, например «кон-
цевые эффекты, кинетическую энергию струи жидкости, вытекаю-
щей из конца капилляра, а также погрешности при расчетах в слу-
чае учета изменения давления в месте входа струи в капилляр.
Несмотря на указанные недостатки, капиллярные вискозиметры
могут обеспечить значительную точность измерений реологических
параметров по сравнению с ротационным.
Многие экспериментальные работы проведены с применением
капиллярного вискозиметра. Вязкость замеряли при различных
условиях через определенное время (обычно через 0,5; 1; 2; 3 ч)
после затворения (или помещения пробы в емкость) цементного
раствора. Каждая серия замеров представляла собой ряд определе-
ний вязкости при различных перепадах давления. Динамическое
напряжение сдвига вычисляли, используя полученные величины
вязкости. В течение всего эксперимента цементный раствор непре-
рывно перемешивали.
Пластическая вязкость определялась из уравнения
т] — dp/d'(l/t);
динамическое напряжение сдвига
т0 = раг!21,
где Ра — давление разрушения структуры; г — радиус капилляра,
определенный при калибровке ртутью; I — длина капиллярной
трубки.
Величина ра определяется графически Ш = f (р). Ее можно
найти также из зависимости
Однако графическое определение ра удобнее.
Исследования показали, что применение капиллярных трубок
с внутренним диаметром 1,86 мм обеспечивает инвариантность из-
мерения во времени абсолютных значений пластической вязкости
только до величины примерно 0,2 Па-с. Для капилляров диамет-
ром 3,39 и 3,66 мм эта закономерность прослеживается во всем ин-
тервале изменения г), поэтому был взят капилляр диаметром 3,66 мм.
Рецептуры исследованных цементных и цементно-песчаных ра-
створов (средний размер зерен песка 0,257 мм) приведены в табл. 7.
59
ТАБЛИЦА 7
Условное обозначение раствора	Состав раствора, мас«ч			Добавка ССБ, % от массы цемента	Плот- ность, кг/м1	Растекае- мость, СМ
	Цемент	Песок	В : Ц			
1	1			0,45			1880	16—16,5
1'	1			0,45	0,4	1880	22—22,5
2	3	1	0,40			1990	13
2'	3	1	0,40	0,4	1990	21—21,5
3	2	1	0,42	—	2020	12
3'	2	1	0,42	0,4	2020	20—20,5
Анализ графиков (рис. 21) показывает, что повышение темпера-
туры от 20 до 80 °C существенно влияет на рост пластической вяз-
кости во времени. При введении ССБ во всех случаях резко сни-
жается пластическая вязкость растворов, особенно при низких
температурах.
Изменение вязкости цементно-бентонитовых растворов показано
на рис. 22. Как видно из рисунка, все растворы характеризуются
выраженной пластической вязкостью. С ростом температур на-
блюдается повышение вязкости.
Для исследования реологических свойств цементных растворов
при давлении до 100 МПа и температурах до 250 °C используют ка-
Рис. 21. Зависимость пластической вязкости от темпера-
туры в °C:
я — 20; б — 40; в — 60; г — 80; 1, Г, 2, 2', 3, 3' — состав раство-
ра соответствует приведенному в^табл. 7
60
Рис. 22. Зависимость вязкости це-
ментно-бентонитовых растворов,
обработанных ССБ, через 1 ч
после затворения от перепада
давления и температуры:________
1 — смесь *3 : 1. 70 % веды + 0,3 %
ССБ (/ = 80 °C'; 2 — смесь 3 : I, 70 %
воды + 0.6 % ССБ it = 60 °C);	,? —
смесь 2:1. 70 % воды + 0,6 % ССБ
(/ ь= 60 °C);	4 — смесь, 3 : I; 70 %
воды + 1 % <.СБ — иО °C);	. —
смесь 2:1, 70 % воды 1 % ССБ
(/ = (>0 °C)
козиметром постоянного расхода, по конструктивному испол-
нению — замкнутого типа с истечением исследуемой жидкости
в среду под давлением и с измерением перепада давления на входе
в капиллярные трубки.
Вискозиметр (рис. 23) состоит из двух цилиндров высокого дав-
ления — левого 1 и правого 2, соединенных капиллярными труб-
ками 3 и 4 одинакового диаметра, но разной длины, перемешиваю-
щего устройства 5 с электродвигателем 6, гидравлического привода,
состоящего из электродвигателя 7 с регулируемой частотой враще-
ния, редуктора 8 с передачей, винта 9 и гидроцилиндра 10.
Для исключения концевых эффектов вискозиметр имеет две из-
мерительные трубки одинакового диаметра, но разной длины. От-
ношение длины капилляра к диаметру соответственно равно 100
и 150.
Для регулирования температуры раствора в полостях цилиндров
используется схема, состоящая из термопары, установленной на
капиллярной трубке, самопишущего потенциометра ПСМР2-02
Рис. 23. Капиллярный вискозиметр замкнутого типа
61
и лабораторного регулирующего автотрансформатора. Перепад
давления измеряется дифференциальным манометром и регистри-
руется вторичным прибором типа ДСМР-02. Регистрируются также
частота вращения электродвигателя (что соответствует расходу
жидкости через капиллярные трубки) и избыточное давление в си-
стеме.
Цементный раствор, затворенный в течение 3 мин, заливается
в мешалку 5, где 10—12 мин он перемешивается при п = 300 об/мин,
а затем вытесняется в полости А, Б и В цилиндров вискозиметра
за счет энергии сжатого газа, подаваемого из баллона. Перед за-
полнением полостей А, Б, В испытуемым раствором поршни 11,
13 и 14 устанавливаются в крайнее положение, а противоположная
часть полостей заполняется маслом с помощью насоса 12. В про-
цессе заполнения воздух из системы удалялся через дренажные
отверстия.
Время, необходимое для заполнения прибора цементным раст-
вором, составляет 5—7 мин. Затем включается электродвигатель 7,
вращательное движение которого преобразуется в возвратно-по-
ступательное и передается поршню 11. Последний, в свою очередь,
через рабочую жидкость (масло) перемещает поршни 13, 14, пере-
качивая испытуемый раствор из полостей А, Б в полость В и об-
ратно. Одновременно включаются электронагреватели 15, 16.
Убедившись в равновесии дисперсной системы, приступают к за-
мерам перепадов давления. Перепады замеряют в момент движения
поршней 13, 14 справа налево при фиксированных расходах испы-
туемого раствора, т. е. при разных частотах вращения (пять и бо-
лее) электродвигателя 7. Замеры делают через каждые 10—15 мин.
В зависимости от программы исследований в системе равномерно
повышают температуру и давление до заданной величины.
Перепад давления
AP~(p2—р)—(Pi--р) р2~Pi,
где р2, Pi — давления в полостях А и Б в момент измерения пере-
пада давления; р — избыточное давление в вискозиметре.
В основу расчета реологических параметров цементных раство-
ров по данным измерений с помощью капиллярного вискозиметра
положена упрощенная формула Букингэма. Подставив получен-
ные величины перепадов, зарегистрированные на диаграммной
ленте вторичного прибора, в указанное уравнение, определяют
реологические константы т0 и т).
С учетом конструктивных размеров вискозиметра формулы для
определения пластической вязкости’и динамического напряжения
сдвига имеют следующий вид:
1] = 44Г(Ар2—APi)/(»2 —«1), Па-с,
где Дрп Др2 — перепады давления (в МПа), замеренные соответст-
венно при «J и п2 (в об/мин);
т0 = 308,45рст, Па
62	,'1>
Рис. 24. Зависимость динамического напряжения сдвига и
пластической вязкости шлакового раствора от времени:
а — динамическое напряжение сдвига при 70 °C и давлении 3 (кривая
/) и 15 МПа(криная 2); б — пластическая вязкость при тех же усло-
виях; <? — динамическое напряжение сдвига при 90 °C и давлении 3
(кривая 3) и 11 МПа (кривая 4)\ г — пластическая вязкость при тех же
условиях
Рис. 25. Зависимость динамического напряжения сдвига,
пластической и эффективной вязкости шлакового раствора
от времени
Рис. 26. Зависимость
динамического напря-
жения сдвига и пла-
стической вязкости
цементно-глинистого
раствора от времени
Рис. 27. Зависимость динамического напряжения сдвига и пла-
стической вязкости шлакоглинистого раствора при 110 °C и дав-
лении 12 МПа от времени j
(рст — давление, измеряемое отрезком, отсекаемым кривой на оси
перепадов давления, МПа).
На описанной установке были изучены реологические свойства
цементных растворов различных составов при высоких температу-
рах и давлениях.
Исследования шлакового раствора из лежалого шлака (удель-
ная поверхность 320 м2/г) с водошлаковым отношением 0,5 прово-
дили при различных температурах и давлениях. Характер измене-
ния динамического напряжения сдвига т0 и пластической вязкости
во времени показан на рис. 24.
На рис. 25 приведены изменения динамического напряжения
сдвига (а), пластической (б) и эффективной (в) вязкости шлаковых
растворов при температуре 110 °C и давлениях 3 (кривая 1) и 15 МПа
(кривая 2). Как видно из рисунков, пластическая вязкость и дина-
мическое напряжение сдвига возрастают с увеличением темпера-
туры.
64
Характерны изменения пластической вязкости и динамического
напряжения сдвига цементно-глинистых растворов при высоких
температурах и давлениях. Эксперименты проводились на растворе,
приготовленном из цемента для «горячих» скважин новороссий-
ского завода «Октябрь» и бентонитовой глины в соотношении 3:1.
Водосмесевое отношение соответствовало 0,9 при растекаемости по
конусу АзНИИ 19 см. Раствор обрабатывали гипаном и хромпи-
ком соответственно в количестве 0,3 и 0,15 % от массы твердой
фазы раствора. Скорость движения раствора в капилляре состав-
ляла 4 м/с.
Изменение динамического напряжения сдвига цементно-глини-
стого раствора при 70 °C и давлениях 3 (кривая /) и 15 МПа (кри-
вая 2) показано на рис. 26, а, из которого следует, что динамиче-
ское напряжение сдвига зависит от давления только во время вы-
хода на режим. Пластическая вязкость при этой температуре
(рис. 26, б) также не зависит от гидравлического давления в системе,
и ее абсолютное значение мало изменяется в процессе опыта.
На рис. 27, а приведены данные изменения динамического на-
пряжения сдвига в зависимости от скорости движения шлакогли-
нистого раствора в капиллярной трубке вискозиметра. Скорость
движения раствора в капилляре составляла 2 (кривая /) и 4 м с
(кривая 2). Исследуемый раствор состоял из шлака и бентонитовой
глины в соотношении 3:1. Водосмесевое отношение равнялось
0,8 при растекаемости по конусу АзНИИ 18 см. Раствор обрабаты-
вали хромпиком в количестве 0,1 % от массы смеси. Пластическая
вязкость этого раствора (рис. 27, б) в меньшей степени зависит от
скорости движения раствора в капилляре.
Впервые полученные значения т] и т0 цементных растворов раз-
личных составов дают возможность использовать их при расчетах
процессов цементирования.
ВЛИЯНИЕ ЭЛЕКТРОЛИТОВ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ
В связи с особенностями цементирования скважин, проведенных
на солевые и подсолевые отложения, возникает необходимость в при-
менении засоленных цементных растворов. Соль можно вводить
в воду затворения, в сухой цемент, а также в воду и цемент одно-
временно (особенно для получения растворов, перенасыщенных
солью).
Для изучения реологических свойств цементных растворов, на-
сыщенных минеральными солями, на капиллярном вискозиметре
В. Г. Литвишко под руководством автора были проведены экспери-
ментальные работы в процессе непрерывного движения исследуе-
мых образцов, а также в статических условиях с помощью кониче-
ского пластомера по методу П. А. Ребиндера, что необходимо для
выявления характера структурообразования минерализованных
цементных растворов.
3 Заказ № 485
65
Рис. 28. Зависимость реологических свойств портландцементных растворов
от добавок NaCl и КС1
1, 1' - 100 % Ц + 50 %, В; 5, 2' — то же,+ 10 %, + 10 % NaCl; 3, 3' — то же,+ 18 %
NaCl; 4, 4' — тоже, ф- 30 % NaCl; 5, 5' — то же, + 40 % NaCl; 6, 6' — то же, + 5 %
KCI; 7, 7' — то же,+ 10 % КС1
Рис. 29. Зависимость реологических свойств портландцементных растворов
от содержания в них карналлита и бишофита:
1, !' — 100 % Ц + 50 % В 4- 5 % MgCl2; 2, 2’ — то же,+ 18 % MgCl,; 3, 3' — то же,
4- 12 % MgCl2; 4, 4' — то же, 4- 15 % MgCI2; „5, S' — то же, 4- 22 % карналлита (34 %
MgClj 4- 26 % 1<С1); 6, 6’ — то же.4~ Ю % карналлита; 7, 7’ — то же,4- 5 % карналлита;
8, 8' — то же, 4" 22 % карналлита (31 % MgCI 2 4~ 43 % КО)
Наиболее распространенными минеральными солями гидрохи-
мического комплекса являются галит (NaCl), сильвин (КО), би-
шофит (MgCl2-6H2O) и карналлит (КО-MgO2-6Н2О). В жидкость
затворения вводили различное количество этих солей в сухом виде.
Наличие хлористого натрия в растворе вызывает значительное
снижение динамического напряжения сдвига т0 на протяжении
всего наблюдения и небольшое увеличение пластической вязкости
tj в начальный момент (рис. 28, кривые 2, 2' н 3 и <?')• Темп измене-
ния пластической вязкости во времени отстает от интенсивности
роста:(этой величины цементного раствора без добавки галита (кри-
вые /, .2).
При, последующем повышении дозы NaCl до 30—40 % к массе
сухого цемента (что соответствует пересыщению) реологические кон-
66
станты увеличиваются по сравнению с константами насыщенных
растворов, но по абсолютной величине они продолжают оставаться
ниже, чем такие же показатели цементных растворов без галита
(кривые 1, 4). Ввод 5 % сильвина ускоряет структурообразование
(кривые 6, б'). При дальнейшем повышении содержания сильвина
до полного насыщения им раствора снижается динамическое на-
пряжение сдвига на протяжении всего наблюдения, но увеличи-
вается пластическая вязкость (кривые б, 6' и 7, 7').
При содержании в цементном растворе 15 % бишофита уже че-
рез 30 мин после затворения реологические константы достигают
предельных значений (рис. 29, кривые 4, 4'). При полном насы-
щении бишофитом раствора последний мгновенно загустевает и не
поддается прокачиванию. Пластическая прочность, измеренная
сразу же после затворения, превышает 30 МПа.
Как показал химический анализ фильтрата цементного раствора,
при содержании в нем MgCl2 происходит полный обмен между ка-
тионами Mg2+, содержащимися в жидкой фазе, и катионами Са2+,
находящимися в твердой фазе, о чем свидетельствуют увеличение
концентрации Са2+ и снижение концентрации Mg2+ в фильтрате
раствора.
Технический карналлит неоднороден по химическому составу,
и ионы К+ и Mg2+ содержатся в нем в различных соотношениях.
Оказалось, что хлориды кальция и магния, находящиеся в карнал-
лите, оказывают на структурообразование раствора противопо-
ложное действие. При введении карналлита, имеющего в составе
больше хлоридов калия, чем магния, система разжижается и уве-
личивается период ее прокачиваемости (рис. 29, кривые 8, 8'), а
присутствие карналлита с преобладанием хлоридов магния вызы-
вает ускорение структурообразования (рис. 29, кривые 5, 5'). По
теории коагуляции такое взаимодействие электролитов КС1 и MgCl2
заключается в способности катионов К+ понижать адсорбционную
активность Mg2+. Динамическое напряжение сдвига от минималь-
ного начального значения до максимального в конце измерения
изменяется в широком диапазоне (на один порядок и более), а пла-
стическая вязкость — всего лишь в 2 раза (рис. 29, кривые /, Г
и 2, 2').
Из сказанного следует, что при коагуляционном структурообра-
зовании цементного раствора, находящегося в состоянии непре-
рывного движения, развитие сил пластичности в системе значи-
тельно опережает рост сил вязкости.
Одна из характерных особенностей цементных растворов —
резкое снижение динамического напряжения сдвига в присутствии
электролитов с одновалентными катионами (в количестве от 5 %
и до насыщения). Вследствие гидратации этот показатель увеличи-
вается, в связи с чем уменьшается напряжение сдвига (см. рис. 28,
кривые 2, 3). Такая же закономерность наблюдается при содержа-
нии В'растворе от 5 до 12 % бишофита (рис. 29, кривые 1—3) или
от 5 до 21 % карналлита (рис. 29, кривые 5—8). При измерении
з:
67
Рис. 30. Зависимость реологических свойств портландцементных растворов
от совместного воздействия солей:
I, Г — 100 % Ц + 50 % В + 18 % NaCl г 5 % KCI; 2, 2' — то же, + 17 % КС1; 3.
Д' — то же, 4- Ю % MgCl2; 4, 4' — то же,22 % карналлита; 5, 5' — то же, 4- 10 %
MgCl 2; б, 6' — то же,4- 15 % MgCl 2
реологических констант цементного раствора без электролитов
этого не отмечалось.
Изучение влияния солей с высокой растворимостью на вязко-
пластичные свойства цементного раствора, насыщенного хлори-
стым натрием, представляет большой практический интерес. Для
этого в цементный раствор, насыщенный галитом, вводим калийно-
магниевые соли от 5 % до полного насыщения ими раствора при
температуре 85 °C. Появление сильвина в указанной системе, осо-
бенно в количестве 17 %, вызвало эффективное снижение т0, но
незначительное повышение вязкости (рис. 30, кривые 1, Г и 2, 2').
Значение динамического напряжения сдвига при этом приближа-
лось к нулю, что указывало на слабое проявление сил пластично-
сти в системе в этот момент.
По-видимому, вследствие уменьшения энергетического барьера
в присутствии указанных электролитов происходит агрегирование
мицелл, способствующее уменьшению межфазной поверхности и
значительному ослаблению электрических сил взаимодействия.
Поэтому энергия, затрачиваемая на движение раствора в этот мо-
мент, в основном расходуется на преодоление сил трения, возни-
кающих от сил вязкости.
Растворение бишофита в цементном растворе при содержании
в нем 15 % галита вызывает резкое увеличение динамического на-
пряжения сдвига, которое уже через 30 мин после затворения воз-
растает в 2 раза по сравнению с первоначальным, достигая предель-
ного значения (рис. 30, кривые 5, 5').
При доведении содержания бишофита в растворе до полного
насыщения раствор мгновенно загустевает и в условиях опыта (на
капиллярном вискозиметре) становится неподвижным даже при
максимальном давлении. А пластическая прочность его, измерен-
ная после затворения, превышает 30 МПа.
68
Добавление 21 % карналлита с преобладанием MgCl2 в таком
же растворе вызывает интенсивное повышение реологических кон-
стант (рис. 30, кривые 2, 2'). Во время движения цементного раст-
вора в затрубном пространстве возможно смешение его с буровым
раствором, насыщенным хлористым магнием. Поэтому было иссле-
довано влияние смешения бурового раствора, содержащего 15%
MgCl2, на вязко-пластичные свойства цементного раствора, насы-
щенного галитом.
ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ И УЧЕТ ИХ
ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТАХ
Для описания изменения показателей реологических свойств раст-
воров, очевидно, можно применить:
а)	модель Шведова—Бингама при водоцементном отношении
0,40—0,70 и обычной температуре, когда структурирование системы
еще не проявляется;
б)	модель Бингама при тех же условиях и введении облегчаю-
щих добавок;
в)	модель Шведова—Бингама при насыщении растворов мине-
ральными солями;
г)	модель Шведова—Бингама в присутствии высокомолекуляр-
ных соединений.
Для возникновения течения раствора в отрезке цилиндриче-
ской трубы радиусом R и длиной I на концах отрезка необходимо
создать определенный перепад давлений р = р±—р2. Из этого сле-
дует, что величина р представляет собой давление, затрачиваемое
на преодоление сил, обусловленных вязкостью и динамическим со-
противлением сдвигу. При структурном режиме течения у стенок
трубы возникает ламинарное течение, а центральное ядро движется
как одно целое с определенной скоростью.
Расход жидкости Q в трубе, по Букингаму
Q = nRip [1___L Р» । 1 ( Ро V
4	8Г|/ [	3 Р + 3 I Р ) ’
где р0 = (2lt0)/R — перепад давления, необходимый для сдвига
всей массы раствора в трубе, т. е. давление, затрачиваемое на преодо-
ление сил динамического сопротивления сдвигу.
Последний член уравнения Букингэма при р > р0 имеет ма-
лую величину, и его обычно не учитывают.
Если Q выразить через усредненную скорость vc = 4Q/nD2, то
уравнение для требуемого перепада давления можно записать так;
(О — диаметр трубы).
69
Для определения структурной вязкости достаточно знать по-
тери давления рг—р2 при двух различных объемных скоростях
течения, соответствующих расходам Qt и Q2.
Упрощенные аналитические и графоаналитические зависимости
для определения г] и т0 цеметных растворов приведены в работе
Л. Н. Шадрина.
Достаточно четкое представление об изменении показателей
реологических свойств может быть получено после исследования
графиков функциональных зависимостей1 *: т] = f (/); г] == ср (Т);
т0 = f (t); т0 = ср (Т), где t — время; Т — температура.
Критерий оценки режима течения вязко-пластичных сред —
безразмерный обобщенный параметр Рейнольдса
ре* _______Р^Рг_____
/1 + Д тоР^\
I 6 Vc J
где р — плотность раствора, кг/м3; vc — средняя скорость тече-
ния, м/с; Dr — гидравлический диаметр, м.
Обобщенный критерий Рейнольдса Re* при т0 = 0 переходит
в известный параметр Re, применяемый для характеристики те-
чения ньютоновских жидкостей.
Гидравлические потери давления в каналах круглого и кольце-
вого сечения определяют по известному уравнению Дарси—Вейс-
баха
2
„	1 рис /
р = л-------,
к 2 Dv
где % — коэффициент гидравлических сопротивлений.
Существует много рекомендаций относительно выбора числовых
значений X, а также критических значений параметров Re*, при
которых наблюдается переход от структурного режима течения
к турбулентному.
Для
чения в
обычно
(11)
определения потерь давления при структурном режиме те-
прямых трубах круглого сечения в практических расчетах
принимают
Х — 64/Re*.	(12)
этом считается, что структурный режим осуществляется
При этом считается, что структурный режим осуществляется
при Re*<2000—5000. По данным Р. И. Шищенко и Б. И. Есмана
переходный режим находится в области 2300< Re* <40000, а
1 = 0,075/д/Re*.	(13)
По данным ВНИИБТ, переходной области отвечают значения
2000<Re*< 15 000 при
к-0,08 д/Re*,
(М)
1 Приведенный далее в настоящем разделе материал написан совместно
с Г. В. Рыбалкиным.
70
При Re* >40 000 (Re* > 15 000, подданным ВНИИБТ) 0,017<
<1<0,025.
Для каналов кольцевого сечения нет твердо установленной за-
висимости для определения значений А. Например, Б. И. Митель-
ман рекомендует зависимости вида
X = 80/Re*	(15)
и
X = 34,5/Re*.	(16)
При этом структурным считается течение при Re*< 1000—1200.
Е. М. Соловьев предлагает формулу
X = 14,6/(Re*)0,9.	(17)
При турбулентном течении жидкости, по данным Е. М. Со-
ловьева, коэффициент гидравлических сопротивлений колеблется
в пределах 0,015—0,024 и не зависит от обобщенного параметра
Рейнольдса.
Для области 1200<Re*< 10000 Р. И. Шищенко и Б. И. Есьма-
ном предлагается формула
Z = 0,075/f/R^*,	(18)
а Б. И. Мительман для этой же области рекомендует
Х=0,09/р Re*.	(19)
Отсутствие единой точки зрения относительно величины ReKp,
а следовательно, и % для буровых и цементных растворов с одина-
ковыми структурно-механическими показателями затрудняет
оценку режима течения, что приводит к значительным ошибкам.
Детальное исследование возникновения турбулентности в потоках
вязко-пластичной среды в цилиндрических трубах показало, что
Re^p — функция безразмерного параметра Хендстрема
Не - г .	(20)
Анализ многочисленных экспериментальных данных (по
ВНИИБТ) показывает, что результаты исследования течения бу-
ровых и цементных растворов с существенно различающимися рео-
логическими характеристиками вполне удовлетворительно совпа-
дают с теоретической кривой Хенкса. При подробном рассмотре-
нии кривой ReKp = f (Не) видно, что критическая скорость потока
vxp с точностью, достаточной для практических расчетов, может
быть определена по формуле
Окр-СдАо/Р-	(21)
где С — коэффициент, зависящий от параметра Не.
При рассмотрении течения буровых и цементных растворов для
инженерных расчетов Е. М. Соловьевым и Б. С. Филатовым реко-
71
мендовано принимать С = 25. Очень важно то, что зависимость
Re* = f (Не) для течения в канале кольцевого сечения имеет та-
кой же вид, как и для течения в круглой трубе. В зависимости от
соотношения между диаметрами внешней и внутренней поверх-
ностей а = dID кривые ReKp = f (а, Не) представляют собой
весьма узкий пучок (В. И. Липатов, Б. И. Мительман, Л. П. Шу-
милов). Однако рекомендация С = 25 справедлива лишь при
2-Ю4 < Не < 1,6-105. На практике иногда приходится выходить
за пределы этого интервала. Проведенная обработка эксперимен-
тальных материалов позволяет выразить С в виде следующих фор-
мул:
для труб
С = 129,77 Не-0'153,	(22)
для каналов кольцевого сечения
С = (20,49 Не + 6,5  10s)/(He + 1,6  104).	(23)
При этом в интервале 9,95-103 с Не < 4,2-106 средняя отно-
сительная погрешность не превышает 2 % при мере идентичности
не ниже 0,98. Формуле (19) соответствует экспериментальная за-
висимость, установленная Г. А. Ильиным:
окр = 41 (л/О)°,07^'465/р°'5?5,	(24)
где D — диаметр потока, м.
Представленная в таком виде критическая скорость цкр мало
зависит от размеров канала, структурной вязкости г] и опреде-
ляется величинами динамического напряжения сдвига и плотности
раствора.
Гидравлические потери давления можно определить, опираясь
на выводы, сделанные В. И. Липатовым и Б. И. Мительманом.
Если скорость потока и<цКр, то коэффициент гидравлических
сопротивлений для труб
X = 8<pSen/3Re,	(25)
где Sen = т0£>/гр — критерий Сен-Венана; Re = pvD/r0 — кри-
терий Рейнольдса:
<р= р(1 + д/1—	V28) ;	(26)
b= а2-|-	— 1 4~ Va2 Va<— 1,
а = 1 4- б/Sen; р = а — -у/№12.
Коэффициент гидравлических сопротивлений для каналов коль-
цевых сечений можно представить в виде
X = m/Re*,	(27)
где т — опытная константа.
72
Данные по определению величины т (В. И. Липатов и Б. И. Ми-
тельман) можно аппроксимировать зависимостью
т = 87,55 — 47,89-10~5 Sen 4-15,546 -|-
4- 27,94-10-36 Sen—29,06 exp ( — 1/Sen) + 10,69-10-° Sen2, (28)
где 6 — отношение диаметров внешней и внутренней поверхностей
гидравлического канала.
Если режим течения турбулентный (и>нкр), то А можно рас-
считать по формулам (25) и (26) при условии, что v = vxp.
Общее давление на устье скважины при цементировании опреде-
ляется перепадом гидростатических давлений столбов бурового
и цементного растворов Арст, потерей давления ргд на преодоле-
ние гидравлических сопротивлений при их движении, а также
потерей давления р,л на преодоление местных гидравлических со-
противлений в манифольде и ра в элементах технологической ос-
настки колонны:
pu^A+Bpq2g-	(29)
Pa ^‘2g	(30)
(А, В, В,- — эмпирические коэффициенты, не зависящие от вязко-
сти раствора).
ВЛИЯНИЕ ДОБАВОК К ЦЕМЕНТНЫМ РАСТВОРАМ
ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ
Способы оценки эффективности воздействия добавок к цементным
растворам для снижения потерь давления весьма разнообразны.
Наиболее часто встречаются следующие способы оценки1:
1)	по пластической прочности Рт, когда о действии добавок
судят по изменению скорости роста Рт;
2)	по консистенции (эффективной вязкости) и времени загусте-
вания;
3)	по вязкостным показателям а, т0 (модель Шведова—Бингама)
или п, k (степенная модель);
4)	по критическим скоростям потока, а следовательно, и Re‘p;
5)	по коэффициентам гидравлических сопротивлений А, гидро-
динамических потерь давления и затрат мощности в условной сква-
жине на основании экспериментальных измерений г] и т0 на виско-
зиметрах;
6)	по потерям давления в реальной скважине, когда эффект
оценивается по результатам измерений давлений на стояке и пу-
тем сравнения кривых р = р (Q);
7)	по изменению диаметра растекаемости D по конусу АзНИИ,
причем в некоторых работах D называется характеристикой про-
качиваемости;
1 Этот материал написан совместно с Г. В. Рыбалкиным.
73
8)	по условной вязкости (с помощью воронки Марша);
9)	косвенный способ, когда после обработки цементного раст-
вора реагентом удается зацементировать скважину без осложнений,
т. е. при допустимом давлении, в то время как без добавки это сде-
лать не удавалось.
Тот или иной способ применяют в зависимости от решаемых
задач, но почти все способы имеют одинаковую конечную цель—
оценить подвижность раствора, а также выявить возможность бо-
лее эффективной доставки его в затрубное пространство. Наиболее
полную оценку воздействия реагента на гидравлические параметры
режима промывки и цементирования скважины, а следовательно,
и на энергетические затраты при проведении этих операций дает
непосредственное измерение давлений в скважине, а затем сравне-
ние кривых р = р (Q) для аналогичных по конструкции скважин.
При проектировании режима цементирования и подборе рецеп-
туры раствора следует рассмотреть две задачи, связанные с необ-
ходимостью определения величин т) и т0 и с оценкой эффективности
добавок к растворам. Наиболее обоснованным режимом цементи-
рования считается турбулентный, однако следует руководствоваться
давлениями гидроразрыва и не превышать их.
Использование для гидравлических расчетов величин ц и т0,
получаемых путем измерений, может привести к большим расхож-
дениям расчетных и фактических данных. На эти параметры раст-
вора, находящегося в скважине, воздействует комплекс факторов,
влияние которых невозможно учесть при измерениях. Кроме того,
скважину с циркулирующим в ней раствором надо рассматривать
как систему. Изменение же отдельных компонентов, в данном слу-
чае т| и т0, цементного раствора под действием реагента может ока-
заться малозаметным.
В табл. 8 приведены отношения величин давлений на устье сква-
жины для различных пар растворов с одинаковой плотностью и раз-
личными т) и т0 в зависимости от расхода Q. Расчетные давления
определяли по приведенным выше формулам. Фактические значе-
ния рф измеряли образцовым манометром, установленным на устье.
ТАБЛ ЦА 8
<?. л/с	Р! р/Р2Р	Р1ф/Р2ф	РРз/Р4Р	Р3ф/ ^4ф
2,7	1,92	0,49			
3,3	—	—	2,36	1,45
4,8	1,33	0,82	—		
6,1	—	—	1,95	0,90
7,7	1,48	0,94	—	—
9,0	—	—	1,37	0,96
При меч а и ие. Перьый индекс при р означает номер раствора, второй указывает
ра счетное (р) или фактическое (ф) давление,
74
Из данных табл. 8 видно, что расчетные значения не совпадают
с полученными, а динамика изменения полученных значений не
совпадает с расчетной. Ясно, что окончательную оценку влияния
реагента на гидродинамические потери в скважине пока можно
получить только после проведения промысловых испытаний и срав-
нения экспериментальных кривых р — р (Q), полученных для ана-
логичных по конструкции скважин.
Наибольшей трудностью при сравнении кривых р = р (Q) яв-
ляется то, что давление на цементировочной головке представляет
собой сумму гидродинамического и гидростатического давлений,
причем гидростатическое давление изменяется во времени в зави-
симости от положения столба цементного раствора. Допускаем, что
изменения давления при химическом взаимодействии составляющих
не происходит. Поскольку эффект химической обработки оцени-
вается по изменению величины гидродинамического давления, не-
обходимо освободиться от гидростатической составляющей устье-
вого давления.
Во ВНИИКРнефти разработан алгоритм и составлена специ-
альная программа (ГИЦ-2), позволяющая по кривым р =	(/),
Q = fi (0< Р ~ fa (0. снятым с помощью СКЦ-2М в процессе це-
ментирования, выделить суммарные гидродинамические потери ря
в трубах и затрубном пространстве.
Гидродинамические потери давления в скважине определяют
из выражения
Рд = Р —Рм —АРгс,	(31)
где р — давление на головке; рм — потери давления в манифольде;
Аргс — разность гидростатических давлений в затрубном про-
странстве и трубах.
Кроме СКЦ-2М источником исходной информации для’функцио-
нирования программы служат карточки цементирования и паспорт
скважины, кавернограмма ствола скважины и другая геолого-
техническая документация. В результате расчетов может быть по-
лучена таблица, характеризующая зависимость между рл и Q.
Кроме того, зависимость фактического устьевого давления рф от
подачи насосов Q для скважин, заполненных однородной суспен-
зией, может быть использована для определения значений г] и т0,
характеризующих вязкость суспензии в данных условиях.
При проектировании режимов промывки и цементирования эти
показатели, будучи подставленными в формулы, дадут совпадение
расчетных и фактических устьевых давлений для скважин, ана-
логичных по конструкции и геолого-техническим условиям. По-
казатели ц и т0 определяют путем решения обратной задачи. По-
лучить аналитическое решение такой задачи невозможно. Поэтому
была составлена программа для ЭВМ М-222, позволяющая найти
формальные показатели ц и т0, пригодные для гидравлических рас-
четов конкретной скважины, т. е. для которой измеряли pt и Q{.
75
Решение задачи заключается в следующем. Для отдельной точки
{рь Q;|, зарегистрированной при промывке скважины, можно
подобрать множество ц/ пар (гф т‘), удовлетворяющих уравнению
Дарси—Вейсбаха. Графически это означает, что через одну точку
можно провести множество характеристических кривых р = р (Q),
каждая из которых соответствует одной из пар (т)}, т])-) множества ц,.
Так как вся совокупность точек pt, Qi зарегистрирована при те-
чении одного условного раствора в конкретном гидравлическом
канале, все точки /?t-, Q, должны лежать на одной характеристиче-
ской кривой. Следовательно, существует единственная пара (т|, т0)
в каждом множестве р,. В связи с тем, что расход и давление за-
меряются с некоторой погрешностью и число точек pi, Qi обычно
невелико, в результате сравнения множества р; найдется несколько
пар, удовлетворяющих всей совокупности точек одновременно.
В основу расчета положена разработка ВНИИБТ (Б. И. Митель-
ман и др.) о течении вязко-пластичных жидкостей в трубах в кана-
лах кольцевого сечения. В качестве исходной информации необ-
ходимо иметь следующие данные: размеры гидравлического ка-
нала, плотность р циркулирующей жидкости и совокупность то-
чек |/7/, Q(-), полученных при исследовании раствора с показа-
телями реологических свойств 0,001 Па-с < г] < 0,450 Па-с и
1 Па < т0 < 100 Па.
Гидравлический канал разделяют на простые участки, вдоль
каждого из которых диаметр (или кольцевой зазор) остается по-
стоянным. При расходе Qi определяется скорость потока wlk на
всех участках (k — номер участка). Затем при фиксированных зна-
чениях г, = т|| и т0 = Toi определяют критические скорости vik,
i = 1 по формулам (21) — (23). Путем сравнения vjk м wlk нахо-
дят режим течения и по формулам (25) — (28) вычисляют коэффи-
циенты гидравлических сопротивлений Kk на каждом участке.
По формуле Дарси—Вейсбаха рассчитывают гидравлические
потери давления pk, соответствующие расходу и показателям
реологических свойств гр и То,:
Ph — —--------р	(32)
2а/.
(ah — гидравлический диаметр, м).
Суммируя все значения рк, находим полное гидродинамическое
давление р' в системе при течении вязко-пластичной жидкости с
расходом Qi.
Р' = Е Pk.
k
Величины рг и р' сравнивают между собой при помощи нера-
венства
I р' — Pt | < ep/ZlOO, i = l	(33)
(е — погрешность измерений /7().
76
Если неравенство (33) не выполняется, значит выбранная пара
(т)[, тш) не может обеспечить режим (рг, Qj). При выполнении ус-
ловия (33) пара (тр, тщ) заносится в множество ц,.
После проверки неравенства (33) фиксируется новая пара,
т] = гр, т0 = тог = тш + Дт0 и расчет повторяется заново. Та-
ким образом, проверяют все возможные пары (т)1> то/)- Изменив ц
на величину шага Дтр проверяют все пары (т|2, То.) так до тех пор,
пока не будет рассмотрен весь массив и найдены все пары (гр, т?,),
принадлежащие множеству Если не найдется ни одной пары,
удовлетворяющей неравенству (33), величина шага т0 изменяется
вдвое и расчет повторяют.
Аналогичным образом исследуют все точки р,, Q, и находят все
множества р.,. Сравнением этих множеств друг с другом выделяют
пары (гр т0), которые удовлетворяют всей совокупности точек одно-
временно. Если среди всех множеств не окажется ни одной пары,
то необходимо увеличить е, т. е. снизить требования к точности
и расчет провести заново. Обычно число пар, удовлетворяющих
всей совокупности экспериментальных точек |pt, при е = 5 %,
превышает четыре-пять, а значения их близки между собой.
В качестве примера приведем результаты расчетов для скв. 1
Мартанская объединения Краснодарнефтегаз (D = 253 мм, d =
= 146 мм, d0 = 128 мм, L = 748 м). Измерением получены устье-
вые давления pi = 0,15; 0,2; 0,24; 0,27 МПа при подаче насосов
соответственно 2,5; 5; 8,1 и 10 л/с. Расчет при е = 5 % показал,
что данному режиму и условиям удовлетворяют три пары чисел:
т)2 = 0,025; 0,028; 0,031 Па-с и т0 = 2,6; 2,6; 2,3 Па.
Если известны показатели реологических свойств бурового
раствора, аналогичным способом можно определить показатели
цементного раствора. Для этого необходимо с помощью программы
ГИЦ-2 выделить гидродинамическую составляющую процесса це-
ментирования и положение границ между растворами на каждый
расчетный момент времени. При известных ц и т0 для бурового раст-
вора легко вычислить гидродинамические потери при его движении
в скважине и затем найти зависимость р = р (Q, /) для цементного
раствора. Дальнейшее вычисление показателей реологических
свойств происходит описанным выше способом.
Цементный раствор подбирают и исследуют в лабораторных
условиях, где невозможно получить данные по режиму цементиро-
вания в виде зависимости р = р (Q). Тем не менее в процессе ла-
бораторных исследований решают задачи, связанные с введением
добавок и оценкой их влияния на вязкость подбираемых растворов.
В этом случае для качественной оценки можно использовать данные
вискозиметрии и оценивать коэффициент пластичности т0/т| и пе-
риод сохранения пластичности [7]. Чем выше значение коэффи-
циента пластичности цементного раствора данной плотности, тем
выше качество раствора и меньше гидравлические потери, возни-
кающие при его течении.
77
ВЫТЕСНЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА ЦЕМЕНТНЫМ
И ИХ СМЕШЕНИЕ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
Один из способов обеспечения герметичности затрубного простран-
ства скважин — высокая степень вытеснения бурового раствора
из интервала цементирования. Однако закономерности вытеснения
одной жидкости другой недостаточно изучены. Этим вопросом при-
менительно к условиям скважин занимались многие исследователи,
но единства мнений по отдельным результатам нет. Считают, что
существуют критериальные зависимости между степенью (коэффи-
циентом) вытеснения и числом Рейнольдса лишь вытесняющей
жидкости, т. е. параметры вытесняемой жидкости в процессе вы-
теснения роли не играют. Аналитические исследования А. X. Мир-
заджанзаде и Б. И. Мительмана показывают, что на величину ко-
эффициента вытеснения существенно влияют параметры обеих жид-
костей.
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ РАБОТ
ПО СМЕШЕНИЮ И ВЫТЕСНЕНИЮ ЖИДКОСТИ
Наиболее полно теория перемешивания растворов изложена Г. Тей-
лором. Им рассмотрена дисперсия вещества в турбулентном по-
токе и медленно движущейся жидкости в трубе и показано, что
дисперсия растворимого вещества, вводимого в медленно движу-
щийся в капиллярной трубке поток растворителя, может быть оп-
ределена эффективным коэффициентом, учитывающим совместное
действие изменения скорости по поперечному сечению трубы и мо-
лекулярной диффузии в радиальном направлении. Аналогичную
трактовку Г. Тейлор применяет и для турбулентного режима те-
чения.
Для изучения смешения буровых и цементных растворов эти
выводы представляют практический интерес, так как один из спо-
собов определения параметров потока заключается в том, что в тру-
бопровод закачивают порцию соли. Строят график изменения кон-
центрации соли в растворе во времени и определяют среднюю ско-
рость потока. На кривой находится точка, которая соответствует
времени, необходимому для того, чтобы точка, движущаяся со сред-
ней скоростью, покрыла расстояние х. Если эта точка соответст-
вует времени Т, то средняя скорость потока v ~ х/Т.
По Г. Тейлору, время Т соответствует моменту, в котором кон-
центрация в точке х была максимальной. Процесс продольного рас-
пространения вещества («пассивной» примеси) можно выразить
уравнением
dc/dt -- D.3(d2c/dx'i')-,	(34)
=1/2ц2Гвд^,	(35)
о
где D3 — эффективный коэффициент диффузии; и — средняя пуль-
78
сационная скорость в направлении движения; R (£) — корреля-
ция между скоростью частицы в момент t0 и скоростью той же
частицы в момент (/0 + £).
Однако R (|) практически использовать трудно. Поэтому
Г. Тейлор предлагает определить D3, пользуясь данными опыта:
распределением скорости по поперечному сечению трубы; связью
между передачей механического момента в турбулентном потоке
и передачей массы вещества в этом же потоке.
Для распределения скоростей применяются формулы:1
(ЦО — «М /(2)-,	(36)
z - r/R, и* = д/тОс/р,	(37)
где и0 — скорость в центре трубы; и — скорость в точке, удален-
ной на радиус г; v* — динамическая скорость; г — текущий ра-
диус; R — радиус трубы; тОс — касательное напряжение на стенке
трубы; р — плотность жидкости.
Функция / (z) универсальна в том смысле, что она применяется
ко всем трубам с круглым поперечным сечением, гладким или ше-
роховатым при условии, что поток полностью турбулентный:
f (2) = 1,35 — 2,5 In (1—z); u = u0 —4,25ц*.
По аналогии с законом Рейнольдса передача вещества, тепла,
количества движения при турбулентном потоке одинакова. Если
е — коэффициент передачи, то по аналогии с законом Рейнольдса
можно записать
о	—	у	(UOI
р (du/dr) дс/дг
где т — касательное напряжение в точке, удаленной на радиус г;
т — объемная скорость радиальной передачи вещества с концен-
трацией с.
Эксперименты показали, что формула (38) близка к истинной
в турбулентном потоке у твердой поверхности и вполне может быть
применена для труб. Используя эти предпосылки, Г. Тейлор по-
лучил, что количество вещества, перенесенное через данное сечение
q-^—10,06л7?3ц*<Зсх/Эа:.	(39)
Количество перенесенного вещества, определенное с помощью
эффективного коэффициента диффузии
q = — nR2D3 (дсх/дх).
Тогда
D3 1О,О67?ц*.	(40)
При учете продольного компонента диффузии
£>э =10,12/?ц*.	(41)
1 Анализ проведен совместно с Э. Л. Рутбергом.
79
Так как практически и* вычислить сложно, Г. Тейлор приводит
формулу
D3 и-72/16 In t,	(42)
где t — время, соответствующее моменту максимальной концен-
трации; — время, в течение которого концентрация превышает
половину максимальной.
Следует отметить, что применять формулу (41) сложно вследст-
вие трудности определения v*. При использовании выражения
(42) надо знать нормальное распределение функции концентрации
с во времени t.
Г. Тейлором приведена формула для определения длины обла-
сти смеси в пределах концентрации 0,01<с<0,99
L3C - 6,58 l DsL/v"'5)	(43)
(L — длина трубопровода).
Однако при расчете по этой формуле получается значительная
погрешность из-за трудности определения «хвостов» кривой рас-
пределения концентрации с (/).
Дальнейшие теоретические и экспериментальные исследования
были посвящены либо усовершенствованию модели Г. Тейлора
и определению пределов ее применимости (работы В. С. Яблонского,
В. А. Юфина, В. И. Марона и Др.), либо определению эффективного
коэффициента диффузии, объема и длины области смешения.
В. А. Юфин, рассматривая смешение при последовательной пе-
рекачке нефтей и нефтепродуктов, разграничивает область смеше-
ния на область, обусловленную турбулентными пульсациями, и об-
ласть, характеризующуюся усредненными местными скоростями.
Пренебрегая влиянием изменения скоростей по поперечному се-
чению трубы при смешении за счет турбулентных пульсаций,
В. А. Юфин приводит уравнение для определения относительного
объема смеси
U/cm/U7t = 2VD^Z(23 — Z1),	(44)
где UA — объем трубопровода; z2—zr — аргументы интеграла
вероятностей для различных пределов концентрации; и — скорость
жидкости в трубопроводе длиной L.
В пределах симметричных концентраций
U7CM/W/T = 4z ^DJvL.	(45)
В. И. Марон [21 1 с помощью разработанной модели продольной
диффузии, учитывающий различие вязкостей жидкости, вывел фор-
мулу для вычисления объема смесей, образующихся в процессе
перекачки разносортных жидкостей
Г CM/UZ, = 2 [erf (х)-\1 - 20 J| [1 (Оэ1/Оэ2)^5[ Pep1'5,	(46)
где ег[-1 (х) — функция, обратная интегралу ошибок; 9*, 1—9* —
пределы изменения концентраций; £>э1, D3 2 — эффективные ко-
80
эффициенты турбулентной диффузии «пассивной» примеси в каждой
из перемешивающихся жидкостей; Ре2 --- vLID^ —безразмерный
параметр Пекле.
Расчеты по формуле (46) хорошо согласуются с опытными дан-
ными. Очевидно, эта формула может быть использована для опре-
деления объема зоны смешения вязко-пластичных жидкостей, од-
нако коэффициенты £)э1, D3 2 должны быть определены в зависимо-
сти от свойств этих жидкостей (динамического напряжения сдвига
т0, структурной ВЯЗКОСТИ Г], плотности р).
Из формул (43), (45) видно, что основной величиной, характе-
ризующей процесс смешения, является коэффициент турбулентной
диффузии. Ниже приведены зависимости некоторых исследовате-
лей. Используя данные А. Я- Косенкова, Смита—Шульца при
p2/pi = 1-?-1,1, Lid = 3- 10s-н 18-103, В. А. Юфин получил эм-
пирическую формулу
Пэ - vcp (140 Н- 227  10-eRe'^5) (р2/р1 )8’4 (b/d)0-2,	(47)
где vcp = (vj + v2)/2; Recp = (Rej + Re2)/2; d — диаметр тру-
бопровода; px, p2 — плотности прокачиваемых нефтепродуктов;
V|, v2 — кинематические вязкости прокачиваемых нефтепродуктов.
Очевидно, что определять таким образом среднюю вязкость
и Recp не совсем правомерно, так как вязкость в зоне смешения
меняется не по линейному закону.
Формула Г. Тейлора
Сэ/Vcp = 1,785 Recp V1,	(48)
где Recp — vd/v„p; % — коэффициент гидравлического сопротив-
ления.
Формула Нечваля—Яблонского
D3/vcp = 28,7 (Recp д/Хр765.	(49)
В выражениях (48) и (49) vcp определяется для 50%-ной смеси
перекачиваемых нефтепродуктов по формуле
vep = 2v1v2/(v1 + v2).	(50)
Хорошее совпадение результатов расчета с опытными данными
дает и формула А. Кадмера
vcp = (Vi + 3v2)/4.	(51)
Выражения (46) и (49) применяются для ReKp =
= 10 000—1 000 000, поэтому предварительные расчеты показали,
что использование этих зависимостей для определения объемов
зон смешения буровых и цементных растворов приводит к ошибке
до 100 %.
В. С. Яблонский, В. А. Юфин и И. П. Бударов предлагают не-
сколько иной подход для вычисления коэффициента турбулентной
диффузии. С помощью анализа размерностей уравнения продоль-
81
ной диффузии (34) можно получить критерий массопередачи Пекле:
Ре = оТ/Оэ.	(52)
Из формулы (45) следует, что
Pe==16z2/№c,	(53)
где Кс — коэффициент смешения нефтепродуктов
Кс-ГЛ.	(54)
Тогда
D3 = oL/<2/1622.	(55)
Практический интерес представляет формула В. И. Марона
[211 для расчета эффективного коэффициента диффузии вязко-
пластичной жидкости. Предполагая, что течение вязко-пластичной
жидкости подчиняется степенному реологическому закону, В.И. Ма-
рон приводит следующую формулу:
D3 10,02/r2’25JV WoP,	(56)
где п — эмпирический коэффициент; X — коэффициент гидравли-
ческого сопротивления; R — радиус трубы.
При п = 1 выражение (56) переходит в формулу (41) Г. Тей-
лора. Таким образом, в потоке неньютоновской жидкости длина
области смеси, которая пропорциональна D°3\ будет значительно
меньше. Следует отметить, что вязко-пластичные растворы типа бу-
ровых и цементных не всегда подчиняются степенному закону.
Считается, что коэффициент переноса — функция безразмер-
ных параметров Рейнольдса, Шмидта и^ относительной шерохова-
тости :
D3 = f(dvp!\i-, ц/р£>м; e^/d)	(57)
(DM — коэффициент молекулярной диффузии; р — вязкость жид-
кост и).
Для ламинарного потока шероховатость имеет второстепенное
значение и достаточно ограничиться уравнением
D3 = O[(dup/p)cp, p/pL>M],	(58)
или, используя зависимость Г. Тейлора
D3 = dV/192DM,	(59)
получим выражение
D3lvL = 1/192 (vd/DM).	(60)
Зависимость имеет смысл при
L/d » vd/Du.	(61)
Для турбулентного потока выражение (57)' примет следующий
вид:
D3/vL = <D(dvply., s*!d).
(62)
82
Очевидно, при изучении коэффициентов турбулентного пере-
мешивания буровых и цементных растворов влиянием шерохова-
тости можно пренебречь, в связи с тем что на стенках скважины
намыта глинистая корка, а для проявления этого влияния тре-
буются очень большие числа Re.
Для определения коэффициентов турбулентного перемешивания
используют (С. А. Гольденберг) формулы полуэмпирической теории
турбулентности и уравнения Рейнольдса, описывающие турбулент-
ное течение в трубе. При этом составляющие пульсационной ско-
рости пропорциональны градиенту средней скорости
и' = (ди!ду) /; v' = (ди/ди) /;	|«'|.	(63)
Здесь I — длина пути перемешивания; | v' |, | и' | — усредненные
значения пульсационных скоростей.
Коэффициент, характеризующий интенсивность турбулентного
переноса
е = v'l = (ди.1ду) 1\	(64)
Если учесть ранее принятую аналогию с законом Рейнольдса,
то е = £)т (£)т — коэффициент турбулентной диффузии). Коэффи-
циент е был экспериментально определен Н. Никурадзе для случая
переноса количества движения в трубах. Была найдена зависимость
е/а*/? = f (r/Re). При этом для Re>105 величина e/v*R практи-
чески не зависит от Re
Длина пути перемешивания
1 = Л/7Е.
V ду
Чтобы представить зависимость е от различных параметров,
в работе С. А. Гольденберга были пересчитаны данные Н. Нику-
радзе и приведена зависимость e/vR = f(r/R), которая мало от-
личается от полученной Н. Никурадзе, однако наиболее важным
является вывод о том, что на оси канала составляющие пульса-
ционной скорости имеют конечное значение и практически равны
друг другу.
Исследованиями Е. М. Минского, Фейджа, Тоуненда установ-
лено, что вертикальная составляющая скорости пульсации и ко-
эффициенты турбулентной диффузии Dr постоянны в значительной
области поперечного сечения трубы (за исключением области, на-
ходящейся в непосредственной близости от стенки), что упрощает
расчет коэффициента От. В связи с этим следует отказаться от де-
тального рассмотрения характера изменения Dr по сечению ка-
нала и оперировать только средним или эффективным значением
коэффициента переноса. Авторы приводят формулы для определе-
ния коэффициента массопереноса
e/u*R ~ 0,116 Re-Х06;	(65)
e/vR ~9-103Re-3,16.	(66)
83
__	и	т~\ —0,84
При постоянном значении кинематической вязкости е « Re
А. Ф. Загустин рассматривал смешение жидкостей в турбулент-
ном потоке в зависимости от длины пути перемешивания. Как было
показано, Прандтль принимал линейное распределение длины пути
перемешивания, что справедливо для точек, близких к стенке,
однако для точек, близких к центру трубы, и в самом центре это
предположение существенно расходится с данными экспериментов.
По данным А. Ф. Загустина, длина пути перемешивания зависит
от универсальной постоянной величины Кармана я. Для длины
пути перемешивания получено следующее уравнение:
/-x/3R[l-(r/R)3] .	(67)
Принимая е = £)т, имеем
Z)T/y*R = x/3V^R[l—(г—R)31.	(68)
Следует отметить, что при данном подходе е является функцией
радиуса R сечения так же, как и длина пути перемешивания I.
Видимо, в случае вытеснения одной жидкости другой I является
и функцией свойств прокачиваемых жидкостей. Формулы (65),
(66), (68) применимы при Re>10s.
Исследования показывают, что на вытеснение бурового раст-
вора цементным значительно влияет режим их движения, опреде-
ляемый реологическими свойствами растворов, скоростью их те-
чения, а также свойствами промежуточной зоны. В эксперимен-
тальных исследованиях длины моделей настолько малы, что гово-
рить об исследованиях в условиях стационарного процесса вытес-
нения очень трудно.
Г. Говардом и Дж. Кларком определена зависимость коэффи-
циента вытеснения буровых растворов от режима течения цемент-
ных растворов в затрубном пространстве. Эксперименты прово-
дили на капиллярном вискозиметре с учетом реологических харак-
теристик растворов из различных цементов. В опытах был исполь-
зован капилляр диаметром 8,45 мм и длиной 6,1 м между точками
замера. Были найдены значения пластической вязкости т] и пре-
дельного напряжения сдвига т0 цементных растворов.
Авторы выделяют пять режимов потока, из которых два пере-
ходных. Однако они не определили границы каждого из режимов
движения в зависимости от значений обобщенного параметра Рей-
нольдса Re'. Поэтому при установлении критических скоростей
Г. Говард и Дж. Кларк исходили из того, что минимальная крити-
ческая скорость, ниже которой цементный раствор находится в ла-
минарном течении, соответствует Re' = 2000, а высшая критиче-
ская скорость, при которой цементный раствор находится в турбу-
лентном режиме, соответствует Re' = 3000. Этим утверждалось
деление на три режима течения.
84
Рис. 31. Зависимость объема вы-
тесненного бурового раствора от
изменения скорости потока:
а — область структурного режима; б—
примерная граница структурного ре-
жима; в — область ламинарного тече-
ния; г — нижняя граница критической
скорости; д — переходная зона от ла-
минарного течения к турбулентному;
е — верхняя граница критической ско-
рости; ж — область турбулентного те-
чения
Результаты работ, проведенных Г. Говардом и Дж. Кларком
в скважине диаметром 140 мм со спущенной в нее 63-мм колонной,
представлены на рис. 31. При структурном режиме течения наблю-
дается значительный разброс данных, что свидетельствует, оче-
видно, о недостаточном числе проведенных экспериментов, тщатель-
ность постановки которых вызывает сомнение. Нельзя согласиться
с выводом авторов о том, что при малых скоростях в пределах струк-
турного режима течения вытесняется всего 42—60 % глинистого
раствора.
При ламинарном течении коэффициент вытеснения составил
более 90 % (рис. 31), а при турбулентном превысил 95—98 %.
Область переходного режима не была исследована, поэтому воз-
можная степень вытеснения при этом режиме определена путем
интерполяции. Однако сама область турбулентного режима тече-
ния содержит две точки, соответствующие коэффициенту вытесне-
ния &в>1, что противоречит физическому смыслу задачи.
Влияние реологических свойств вытесняющей и вытесняемой
жидкостей и разницы их плотностей на полноту вытеснения буро-
вого раствора не изучено, определена лишь ориентировочная ка-
чественная оценка.
Изучением влияния скорости на качество цементирования сква-
жин в полупромышленных условиях занимались М. А. Абдинов
и С. М. Кулиев. Было пробурено и зацементировано пять сква-
жин при скорости потока 0,21—2,99 м/с. В результате было установ-
лено:
с увеличением скорости восходящего потока улучшается про-
цесс вытеснения бурового раствора цементным;
наличие в кавернозной части загустевших масс бурового раст-
вора резко уменьшает полноту вытеснения;
во всех случаях на стенках остается плотная глинистая корка,
препятствующая контакту цементного раствора с породой.
В отечественной практике скорость восходящего потока цемент-
ного раствора в затрубном пространстве при цементировании всех
эксплуатационных колонн, а также промежуточных колонн при-
нята не менее 1,5 м/с.
85
Трудности в решении вопросов повышения качества цементи-
рования скважин (полноты вытеснения бурового раствора цемент-
ным) привели к проведению повторных (исправительных) цементи-
ровочных работ сразу же после первичного процесса. Так,
А. X. Мирзаджанзаде считает, что для полноты вытеснения гли-
нистого раствора цементным нецелесообразно увеличивать скорости
восходящего потока цементного раствора при движении в пределах
структурного режима. Для увеличения полноты вытеснения прак-
тически нецелесообразно повышать скорость восходящего потока.
В этом случае целесообразно после первой же цементировки сразу
проводить цементировку под давлением. Вытеснение глинистого
раствора цементным из затрубного пространства следует прово-
дить при турбулентном режиме.
И. П. Воларович и А. М. Гуткин изучали вытеснение вязко-
пластичных жидкостей из кольцевого пространства при ламинар-
ном режиме без учета различия физико-механических свойств жид-
костей. Они пришли к выводу, что для полноты вытеснения глини-
стого раствора цементным нецелесообразно увеличивать скорости
восходящего потока цементного раствора при движении в преде-
лах ламинарного режима. При турбулентном режиме вытеснения
в определенных условиях коэффициент вытеснения может иметь
значение меньше, чем для ламинарного режима. При малых ско-
ростях течения и развитой турбулентности коэффициент вытесне-
ния имеет один и тот же порядок. Приведенное рассуждение отно-
сится к случаю концентричного расположения обсадной колонны
в скважине.
Я. А. Шварц высказывал мнение о целесообразности повышения
-скорости движения цементного раствора при структурном тече-
нии в затрубном пространстве скважины для увеличения объема
вытесняемого бурового раствора и рекомендует обеспечение турбу-
лентного режима течения.
Н. П. Лещием выведено уравнение, представляющее в общем
виде закон изменения напряжений в вязко-пластичной среде. При
постоянной скорости деформации сдвига оно переходит в уравне-
ние Шведова—Бингама. Им же показано, что в области переход-
ного режима от пластического (ламинарного) к турбулентному Rе«р
зависит от безразмерного критерия Хендстрема (Не), т. е. от рео-
логических параметров жидкости, ее плотности и характерного
геометрического размера трубы.
Б. Хендстрем представил коэффициент сопротивления как
функцию числа Рейнольдса и параметра Не (r0pd2/r]2), подсчитан-
ного для условий ламинарного режима. Из 'его исследований вы-
текает, что критическое значение числа Рейнольдса растет с уве-
личением абсолютного значения динамического напряжения сдвига,
что подтверждено экспериментами.
Некоторые авторы при изучении движения вязко-пластичных
жидкостей выделяют структурный, ламинарный (пластический)
и турбулентный режимы течения. Другие считают более правиль-
86
ным характеризовать движение этих жидкостей структурным и
турбулентным режимами. Я- А. Шварц и А. X. Мирзаджанзаде
выделяют обнаруженный ими квазиструктурный (Re'<; 100) и
квазиламинарный режимы течения раствора.
Б. С. Филатовым установлено, что в области Re'< 10 наблю-
дается отклонение экспериментальных результатов от линейной
зависимости, т. е. в этой области критерий Re' теряет смысл. Это
и было подтверждено Н. П. Лещи ем. Переход к турбулентному ре-
жиму движения изменяется в широких пределах чисел Re' (2800—
4000) в зависимости от концентрации (очевидно, и химической об-
работки) глинистого раствора в цементном.
По Б. И. Мительману, при течении глинистых растворов по
трубам кольцевого поперечного сечения различаются структурный
(Re'< 1000—1200) и турбулентный режимы течения, причем по-
следний подразделяется на переходную область (1200<Re'<8000)
и непереходную (Re'>8000).
А. X. Мирзаджанзаде указывает, что нарушение структурного
режима происходит при Re'> 1000, а наступление турбулентного—
при Re'>2200. Т. Е. Еременко, Д. Ю. Мочернюком и Н. Г. Геле-
тием выделены границы режимов по обобщенным числам Re*:
структурный (Re* = 0—64); переходный от структурного к лами-
нарному (Re* = 64—700); ламинарный (Re* — 700—1200); пере-
ходный от ламинарного к турбулентному (Re* = 1200—2300); тур-
булентный (Re* >3000).
При Re* = 2300—3000 поток стабилизируется.
Н. П. Лещием и Д. Ю. Мочернюком доказывается, что интер-
вал переходного режима от ламинарного к турбулентному нахо-
дится в пределах Re* = 2390—2820. Авторы также полагают, что
результаты работы Т. Е. Еременко, Д. Ю. Мочернюка и И. Г. Ге-
летия хорошо совпадают с данными исследований Г. Говарда и
Дж. Кларка. Однако между результатами этих работ имеется не-
соответствие, состоящее в том, что первые экспериментальные точки
в работе Г. Говарда и Дж. Кларка относятся к структурному ре-
жиму, тогда как в работе Т. Е. Еременко они находятся в области
переходного режима.
А. Ф. Касимовым рассмотрено вытеснение вязко-пластичных
жидкостей из круглой цилиндрической вертикальной трубы при
ламинарном режиме течения без учета различия в физико-механи-
ческих свойствах вытесняемой и вытесняющей жидкостей. Автор
приходит к выводу, что коэффициент вытеснения kB уменьшается
с увеличением параметра Сен-Венана—Ильюшина (xod/i>r|).
И. В. Дияк отмечает, что наибольшее влияние на полноту вы-
теснения глинистого раствора цементным оказывают реологиче-
ские параметры вытесняемой жидкости при переходном от струк-
турного к ламинарному и ламинарном режимах движения. При
структурном и турбулентном режимах это влияние незначительное.
В ряде работ делались попытки определить моменты перехода
режима от ламинарного к турбулентному. Так, в работе
87
Г. А. Ильина на основании экспериментальных данных выведена
зависимость
ReKp = 41 Не0,4®5.	(69)
Выражение для критической скорости, при которой наблюдается
неустойчивость в ламинарном потоке:
икр = 41 (r]/d)0’07T00’465P0’535.	(70)
Из работ Г. А. Ильина и Б. С. Филатова следует, что критиче-
ская скорость, соответствующая смене режимов течений, незна-
чительно зависит от пластической вязкости t] и диаметра потока d.
Определяющее влияние на величину этой скорости оказывают пре-
дельное динамическое напряжение сдвига т0 и плотность жидко-
сти р.
Формула (70) не универсальна, так как при т(1 = 0 величина
цкр = 0, что не имеет физического смысла.
В работе С. М. Кулиева, Б. И. Есьмана и М. А. Абдинова для
уточнения условий перехода от ламинарного режима движения
вязко-пластичных сред к турбулентному в трубах приведены ре-
зультаты экспериментов, на основании которых построены зависи-
мости X = A (Re), причем каждому критическому числу Рейнольдса
соответствовало определенное значение параметра Не. Эти же ав-
торы экспериментально исследовали режимы течения вязко-пла-
стичных сред, выявили момент перехода от одного режима к другому
в трубах и вывели эмпирическую зависимость
ReKp =/(Не);
Re* = 64 /0,028 — 8Не/0,028 == 0.	(71)
Однако до сих пор не установлены точные пределы измерения
Re* в переходном режиме при течении буровых растворов.
Параллельно с исследованиями режимов течений вязко-пла-
стичных сред в круглой трубе различными авторами проведены
теоретические исследования потоков в концентричном кольцевом
пространстве. Е. М. Соловьев рекомендует пользоваться следую-
щей формулой:
Ар == 82,6А---------------,	(72)
(D - d)3 (D + а)2	к ’
где Ар — потери давления на трение; А — коэффициент гидрав-
лических сопротивлений; Q — объемный расход жидкости; L —
длина кольцевого канала; g — ускорение свободного падения;
D и d —• наружный и внутренний диаметры канала.
По этой формуле в переходной области А = 0,015—0,024 и не
зависит от Re*. Величина Re^p = 1700—2000.
Предлагая формулы для определения гидравлических сопротив-
лений, Б. И. Мительман ограничивает переходную зону значе-
ниями ReKp = 1600—2000. Согласно же другим его рекомендациям
88
зона перехода должна находиться в интервале ReKp -1000 —1200.
Обобщая результаты разных авторов по изучению гидравличе-
ских сопротивлений в концентричном кольцевом пространстве,
в работе [18] рекомендуется считать область переходной зоны при
Re‘p = 1600 — 1800.
Эмпирические зависимости, полученные В. И. Липатовым,
Б. И. Мительманом, Л. П. Шумиловым, связывают три безразмер-
ных параметра ReKp; Не; г = D/d. В таком случае критические
скорости течения в кольцевом пространстве можно рассчитывать
так же, как и в трубе круглого сечения. По данным, приведенным
в работе названныха второв, 2-104 < Не 16-104с погрешностью,
не превышающей 10 % , можно считать, что цкр с д/т0/р = 25 д/т0/р.
В формуле, предложенной Б. С. Филатовым и Э. К- Латыпо-
вым, с = 25, а А. X. Мирзаджанзаде и другие исследователи ранее
предлагали аналогичную формулу, в которой с = 22,4.
На режимы течения жидкости значительно влияет эксцентрич-
ность внутренней трубы. В этом случае при одном и том же расходе
можно наблюдать существование как ламинарного, так и турбу-
лентного режима. А. А. Мовсумовым и другими теоретически до-
казано, что существование структурного режима движения вязко-
пластичной жидкости в затрубном пространстве при полном экс-
центриситете труб ограничено Re* = 4000, чему соответствует
X == 0,024. При значениях Re3>4000 по всему сечению эксцен-
тричного пространства наблюдается только турбулентный режим.
М. П. Гулизаде и другие [12] утверждают, что при А = 0,024
значение R е* = 3250.
В работе [22] исследовано влияние эксцентриситета на гидрав-
лические сопротивления и устойчивость потока вязкой жидкости
(воды). Замечено, что с увеличением эксцентриситета снижаются
гидравлические сопротивления и критические числа Рейнольдса.
Предложена формула A Re = 90—43 с.
На основании анализа перечисленных выше работ можно сде-
лать вывод, что исследования движения вязко-пластичной жидко-
сти в эксцентричном кольцевом пространстве далеко не завершены.
Ни в одной из работ не установлен вид зависимости А от величины
эксцентриситета.
Известно (Г. Шлихтинг) влияние шероховатости стенки трубы
на снижение величины ReKp. Но шероховатость не влияет на пе-
реход ламинарного течения в турбулентное, если высота элементов
шероховатости невелика и возмущения, вызываемые шерохова-
тостью, лежат ниже уровня возмущений, определяемых степенью
турбулентности внешнего течения. При значительной шерохова-
тости переход ламинарного течения в турбулентное начинается
непосредственно около элементов шероховатости.
Одним из факторов, задерживающих переход ламинарного по-
тока в турбулентный, а также одновременно уменьшающих сопро-
тивление трению, является удаление ламинарного пограничного
89
слоя. Этот эффект можно наблюдать при цементировании скважин,
при фильтрации через полностью разрушенную или частично раз-
мытую глинистую корку.
При движении вязкой жидкости в кольцевом пространстве с
вращающейся внутренней трубой возникает турбулизация. Это
происходит в процессе цементирования при вращении обсадной
колонны. Условие потери устойчивости течения в кольцевом про-
странстве выражается при помощи числа Тейлора
где Vi — окружная скорость вращения внутреннего цилиндра;
-v — кинематическая вязкость жидкости.
При Та > 41,3 возникает турбулизация.
Один из факторов, влияющих на возникновение турбулизации
потока,— искривление канала течения. Экспериментальным ис-
следованием ламинарного течения в криволинейных трубах зани-
мались К- Уайт и М. Адлер, а турбулентного течения — Г. Нип-
пер и Г. Рихтер. Аналитически ламинарное течение изучалось,
В. Р. Дином, М. Адлером, Г. Рихтером и др. Их исследования по-
казали значительное влияние кривизны трубы на гидравлические
сопротивления, особенно при ламинарном течении.
На переход ламинарного течения в турбулентное существенно
влияет подвод или отвод тепла через обтекаемую стенку (нагре-
вание или охлаждение), что характерно при промывках скважин.
Передача тепла от потока стенке значительно стабилизирует погра-
ничный слой, передача же тепла от стенки потоку сильно понижает
устойчивость пограничного слоя. Этот фактор должен значительно
сказываться на гидродинамическом режиме при цементировании
скважин. В частности, в многолетнемерзлых породах передача тепла
глинистым и цементным растворами стенкам скважины тормозит
наступление турбулентного режима. В условиях высоких темпера-
турных градиентов нагрев восходящего потока в призабойной зоне
может приводить к ранней турбулизации восходящего потока.
Как известно (М. К- Багиров), введение в вязкую жидкость
твердых частиц существенно влияет на режим потока. В. Оствальд
объясняет указанное явление тем, что частицы твердой фазы при
определенных условиях в вязкой жидкости являются очагами тур-
булентных пульсаций. Подобное явление наблюдалось и в потоке
глинистого раствора при введении в него частичек песка (А. X. Мир-
заджанзаде и др.). Эффект несвоевременной турбулизации обнару-
жен в ряде исследований.
Выявлено, что взвешенные частицы двояко влияют на течение.
Даже при незначительной отрицательной разнице плотностей дис-
персной фазы и дисперсионной среды уменьшается критическое
число Рейнольдса, при положительной же разнице наблюдается
обратный эффект.
90
Рис. 32. Зависимость X Re/96 = f (Re) для воды:
/. 2, 4, 5 — данные работы [221; 3, 6 — данные ВНИИКРнефтн;
1 — с = 0, 1/^1= 0,637 (D — 50,23 мм, d = 31,9 мм); 2 — с =
= 0.657, \/т = 0,637; 3 — с == 0, \/т = 0,7; 4 — с == 1, Мт =
= 0,637; 5 — с = 0,329. \/т = 0,700; 6 — с = 1, 1/т 0.7
В работе Н. А. Гасанзаде сделан вывод о том, что добавка нефти
к цементному раствору значительно снижает величину критиче-
ского значения параметра Рейнольдса. П. П. Капица и С. П. Ка-
пица отмечают высокую эффективность вытеснения при добавке
нефти к цементному раствору. Поэтому перспективно применение
специальных жидкостей в качестве буферных, выполняющих в зоне
контакта роль локальных турбулизаторов.
По данным ВНИИКРнефтн, момент нарушения ламинарного
режима может быть определен из эксперимента с глинистым раст-
вором (рис. 32). Анализируя приведенные графические зависимо-
сти, получаем: при эксцентриситете с = 0 ReKp = 1650; при с =
= 0,329 ReKp = 1400; при с = 0,657 ReKP = 1050; при с == 1
ReKn — 920, т. е. с увеличением эксцентриситета ReKp уменьшается.
Полученная зависимость ReKp = f (с) представлена на рис. 33.
В опытах с водой, проведенных на стенде, значения ReKp при с == О
и с = 1 оказались несколько завышенными по сравнению с дан-
ными, полученными М. Г. Минигазимовым, т. е. при с = 0 ReKp =
Рис. 33. Зависимость ReKp = f (с)
для течения воды в эксцентричном
кольцевом зазоре:
1 — по данным работы 122 J; 2 — по дан-
ным ВНИИКРнефтн
91
ТАБЛИЦА 9
Номер раствор а	р, кг/м;‘	т0, Па	т|, Па-с	0|/К). Па
1	1060	15,00	0,0057	7,8/10,3
2	1037	1,87	0,0038	1,4/3,8
3	1060	0,90	0,0030	1,15/2,24
4	1040	2,00	0,0065	0/0,4
= 1800, а при с = 1 ReKp = 1050, что, вероятно, связано с раз-
личной точностью проведенных исследований.
Совместно с Р. Ф. Ухановым и В. И. Мищенко были проведены
эксперименты с использованием глинистых растворов со следую-
щими параметрами (табл. 9).
Зависимости X = f (Re*) для глинистых растворов приведены
на рис. 34.
Экспериментальные данные для построения зависимостей X =
= f (Re*) обрабатывали методом наименьших квадратов. Коэффи-
циент корреляции для кривой 1 равен 0,85, для кривой 2 — 0,76,
для кривой 3 — 0,45, для кривой 4 — 0,42, для кривой 7 — 0,78,
для кривой 8 — 0,72.
Рис. 34. Зависимость X = / (Re*) для глинистых растворов:
] — кривая для всех испытанных растворов; 2, .3, 4, 5 — буровой раствор соответствует
№ 1, 2, 3, 4; 6 — кривая X = 96/ Re*; 7, 8 — кривые для всех испытанных растворов в тур-
булентной области, сплошные линии — концентричное положение труб; пунктирные ли-
нии — эксцентричное положение труб
92
Рис. 35. Зависимость X Re*/96 = f (Re*) для буровых растворов:
/, .7 — буровой раствор № I соответственно при концентричном и эксцентричном положе-
нии труб; 2 — буровой раствор № 4 при концентричном положении труб; 4 — буровой
раствор № 2 при эксцентричном положении труб
Хорошее совпадение зависимостей возникает при структурном
течении Re*<1700 различных глинистых растворов в концентрич-
ной кольцевой щели. При движении же растворов в эксцентричном
зазоре явно видно отклонение к от зависимости X = 96/Re*. Пред-
ставим эту зависимость в общем виде как X = c/Re* или lg к =
= 1g с—lg Re*, тогда, как видно из характера линий 2, 3, 4, 5,
при течении в эксцентричном кольцевом зазоре изменяется не
только величина с, но и показатель при Re*, который становится
больше единицы. Такое отклонение можно объяснить наличием
в эксцентричном пространстве застойной зоны, определяемой ве-
личиной СНС, изменяющейся с изменением скорости течения и ве-
дущей к соответствующим изменениям гидравлического диаметра.
В результате можно ожидать значительного превышения расчет-
ных величин Re* над фактическими вследствие больших фактиче-
ских значений це. Это ведет к возбуждению ранней турбулизации
в эксцентричном зазоре и к затяжному переходу к полной турбу-
лентности по всему сечению.
При значениях Re*>1800 режим становится турбулентным
в большей части эксцентричного зазора, а зависимости X = f (Re*)
в концентричном и эксцентричном зазорах становятся практически
идентичными.
93
В структурной области течения при одинаковых расчетных числах
Рейнольдса эксцентриситет в одних случаях (рис. 34, кривые 4, 2)
значительно уменьшает X, что, видимо, связано с формированием
такой застойной зоны, при которой Dr будет значительно больше,
чем при ее отсутствии, и фактическое число Re* будет больше.
При структурном течении раствора № 1, имеющего большие
значения СНС, аналогичное эксцентричное расположение колонны
практически не изменило величины X, что можно объяснить нали-
чием очень большой застойной зоны, нейтрализующей влияние
эксцентриситета и практически не изменяющейся с ростом Re*
в результате увеличения скорости течения.
Для выявления критических значений ReKp были построены
зависимости X Re*/96 = f (Re*) (рис. 35) для указанных выше ра-
створов, из которых следует, что:
1)	для раствора № 1 (Hej = 143-103) влияние эксцентриситета
на величину Re„p незначительно. Если при с = 0 ReKP = 1150,
то при с= 1 Re‘p = 1075,
2)	для растворов Кг 2, 3, и 4 числа Хендстрема отличаются ме-
жду собой незначительно (Не2 = 40,9-103; Неа = 30,3-103; Не4 =
= 14-Ю3) Re’p = 900;
3)	при движении в концентричном кольцевом пространстве для
всех растворов Re^p = 1150. В отличие от этого в эксцентричном
кольцевом зазоре значения ReKP для растворов с разными реоло-
гическими параметрами не равны, даже при одинаковой геометрии
кольцевого пространства.
Для достижения турбулентного режима при использовании стан-
дартных цементных растворов в отдельных случаях необходимы
скорости и1р > 6,85 и цзатр > 7,27 м/с, обеспечить которые часто-
невозможно. Исследования реологических свойств цементных ра-
створов и последующие расчеты показали, что для турбулизации
потока стандартного портландцементного раствора необходимы
скорости 5,5—6,6 м/с. При использовании же раствора, обрабо-
танного 0,4 % ССБ 50 %-ной концентрации, скорости снижаются
до 1,32—1,48 м/с, т. е. в 4—4,5 раза, при использовании цементно-
песчаных растворов необходимые скорости потока снижаются бо-
лее чем в 3 раза.
При эксцентричном расположении внутренней трубы, наклонен-
ной под углом 30° к вертикали, даже при скорости 3 м/с полнота
вытеснения не превышает 70 %, а при скоростях 0,4—0,7 м/с
цементный камень занимает менее 40 % площади сечения эксцен-
тричного кольца. Характерно, что при скорости 0,05 м/с наблю-
дается примерно такая же полнота вытеснения, как и при скорости
1,6 м/с, но при этом образуется непрочный камень, очевидно, вслед-
ствие смешения растворов. М. П. Гулизаде не указывает на связь
коэффициента вытеснения с режимами течения и реологическими
параметрами вытесняемой и вытесняющей жидкостей. Им дана ка-
чественная характеристика распределения скоростей движения бу-
94
рового и цементного растворов и показано, что цементный раствор
располагается в основном в той части затрубного пространства,
где обсадная труба дальше отстоит от стенки скважины.
И. В. Дияк показал, что повышение скорости восходящего по-
тока цементного раствора не приводит к увеличению объема вытес-
няемого глинистого раствора. Для этой цели необходимо приме-
нять специальные приспособления — отклонители потока.
Неустановившемуся течению вязко-пластичных сред в круглых
цилиндрических трубах посвящены работы И. В. Тябина, А.Х. Мир-
заджанзаде, А. А. Аббасова, С. Г. Губранова, В. В. Соколовского,
А. М. Кочеткова и др. Решены задачи частного характера, связан-
ные с неустановившимся движением вязко-пластичных сред в пло-
ских трубах, с неустановившимся круговым движением между со-
осными цилиндрами и т. д. Установлены общие качественные и ко-
личественные закономерности между коэффициентами вытеснения
и определяющими его факторами.
В одной задаче трудно учесть все многообразие одновременно
действующих условий. Поэтому вынуждены прибегать к некото-
рым упрощениям, допущениям и идеализации условий вытеснения,
а также к применению статистических методов [23 ]. Кроме того,
на современном этапе развития реологии, когда нет ясного представ-
ления о поведении различных вязко-пластичных жидкостей при
нестационарных режимах течения, модель Шведова—Бингама под-
вергается сомнению из-за ее несоответствия во многих случаях ха-
рактеру движения потока. Окончательные ответы многих задач ока-
зываются приближенными, лишь в частном случае совпадающими
с данными по вытеснению растворов в реальных скважинах, и в об-
щем случае не могут считаться практически удобными для инже-
нерных расчетов.
Выполнение экспериментов по вытеснению буровых растворов
цементными на большой и малой моделях позволило установить
ряд закономерностей.
1.	Цементный раствор стремится обойти буровой раствор, ос-
тавляя «мертвые зоны». Это связано с геометрией кольцевого про-
странства, плотностью, реологическими свойствами и скоростью
течения растворов.
2.	Проскальзывание раствора можно предотвратить, если гра-
диент давления, обусловленный циркуляцией цементного раствора
и разностью плотностей, превышает градиент давления, необходи-
мый для перемещения бурового раствора с той же скоростью че-
рез самую узкую часть кольцевого пространства.
3.	При отсутствии разности плотностей единственным требова-
нием для получения указанного равновесия является условие
Ou>01Amax//imin,	(74)
где 0ц и 0Г — предельное статическое напряжение сдвига (СНС)
соответственно цементного и бурового растворов; /гшах и /zmIn —
95
соответственно максимальное и минимальное расстояние от обсад-
ной колонны до стенки скважины.
4.	Разжижение цементного раствора ускоряет наступление тур-
булентности потока в эксцентричном кольцевом пространстве, но
снижает эффективность вытеснения, так как при этом уве-
личивается проскальзывание его относительно бурового рас-
твора.
5.	Эффективность вытеснения не повышается, если в резуль-
тате взаимодействия бурового и цементного растворов в контакт-
ной зоне образуются вязкие пробки геля.
6.	В эксцентричном кольцевом пространстве (при сохранении
эксцентриситета при расхаживании) расхаживание колонны ме-
нее эффективное мероприятие, чем вращение обсадной колонны,
когда цементный раствор захватывается и направляется по ок-
ружности.
В связи с гидроразрывами пластов при повышении скорости
восходящего потока бурового раствора в зарубежной практике
стали обосновывать целесообразность цементирования скважин при
очень малых скоростях (0,2—0,4 м/с). Смысл способа заключается
в том, чтобы к моменту завершения процесса цементный раствор
начинал схватываться в целях воспрепятствования проникновению
газа и пластовых вод в затвердевающий камень. Тогда этот метод
характеризуется как метод, обеспечивающий качественное цементи-
рование.
Опыт мировой практики цементирования не позволяет согла-
ситься с этим заключением, однако из приведенных работ следуют
данные, часть из которых объективная, часть спорная.
Буровой раствор, находящийся в статических условиях, вы-
тесняется, когда действующее касательное напряжение превышает
предельное статическое напряжение сдвига бурового раствора. Чем
значительнее плотность вытесняющего флюида, тем большее каса-
тельное напряжение действует на буровой раствор при его вытесне-
нии, поэтому плотность цементного раствора должна не менее чем
на 240 кг/м3 превышать плотность бурового раствора.
Чем значительнее вязкость v[( цементного раствора и ниже вяз-
кость бурового vr, тем больше коэффициент вытеснения бурового
раствора. Образование геля на границе раздела цементный раст-
вор — буровой раствор способствует удалению бурового раствора
при низких скоростях цементирования в области структурного
режима течения растворов.
В работе П. Паркера об экспериментальном исследовании про-
цессов вытеснения растворов при низких скоростях рассмотрена
эффективность применения высоковязких буферных жидкостей.
Установлены эмпирические зависимости, выражающие условие
вытеснения одной жидкости другой:
при концентричном положении труб
6ц er -i- 3,06—0,06Др;
(75)
96
при эксцентричном положении труб
0Ц = (0Г + 3,06 - 0,06Ap)’(/imax//imin),	(76)
где Ар — разность плотностей вытесняющей и вытесняемой жидко-
стей.
Из этих формул следует, что разность плотностей растворов
почти не влияет на полноту вытеснения: в концентричном кольце-
вом пространстве необходимая полнота вытеснения обеспечивается
при незначительном превышении 0Ц над 0Г (« 0,3 Па).
Установленная максимальная скорость течения растворов, при
которой обеспечивается вытеснение бурового раствора и сохра-
няется справедливость выражений (75) и (76), не должна превы-
шать 0,45 м/с.
В настоящее время уточняются необходимые соотношения ме-
жду реологическими параметрами и плотностями вытесняемой и вы-
тесняющей жидкостей с целью установления степени влияния ука-
занных параметров при различных режимах движения потоков
в скважине на полноту вытеснения одной жидкости другой. Наи-
более глубоко этот вопрос исследован в работах А. X. Мирзаджан-
заде. Им рассмотрено последовательное структурное движение двух
вязко-пластичных жидкостей как в вертикальной круглой цилин-
дрической трубе, так и между двумя круглыми коаксиальными
цилиндрами. В интересующем нас последнем случае было установ-
лено:
с увеличением предельного напряжения сдвига вытесняющей
жидкости (цементного раствора) оставшийся объем вытесняемой
жидкости (бурового раствора) уменьшается;
с повышением плотности цементного раствора полнота вытес-
нения возрастает;
при одинаковых структурно-механических свойствах вытес-
няющей и вытесняемой жидкостей с увеличением предельного ди-
намического напряжения сдвига оставшийся объем вытесняемой
жидкости уменьшается.
Эти задачи были решены исходя из условий, что жидкости не
смешиваются, эпюра распределения скоростей на поверхности раз-
дела жидкостей та же, что и при движении однородной жидкости,
с теми же граничными условиями. Влияние начального участка
и гравитационных волн не учитывалось.
В практике цементирования скважин, особенно глубоких и вы-
сокотемпературных, очень часты случаи повышения давления при
закачивании и продавливании цементного раствора в затрубное
пространство. Одна из причин повышения давления — резкое за-
густевание бурового раствора при попадании в него цементного.
Изучением причин повышения давления при цементировании в
связи со смешением бурового и цементного растворов занимался
ряд исследователей. Некоторые работы имеют отношение к изу-
чению размеров зон смешения при прокачке нефтепродуктов.
4 Заказ № 485
97
Рис. 36. Факторы, определяющие смешение бурового и цементного растворов
при цементировании скважины
Изменение плотности цементного камня в затрубном прост-
ранстве свидетельствует о том, что однородность последнего нахо-
дится в прямой зависимости от скорости подъема цементного раст-
вора. В исследованиях многих авторов отмечается, что глинистый
раствор вытесняется цементным неравномерно по всему сечению.
Наблюдаются случаи частичного заполнения скважин цементным
раствором, незаполнение каверн при цементировании, низкая сте-
пень очистки скважины, что зависит от формы ствола, каверноз-
ности, расположения колонны в скважине, скоростей движения
растворов и т. д.
Во избежание осложнений, связанных с образованием зоны сме-
шения растворов, необходимо заранее определить ее линейные раз-
меры и знать реологическую характеристику, т. е. заранее прогно-
зировать размеры зоны и ее влияние на технологический процесс
цементирования. На рис. 36 приведена классификация факторов,
определяющих образование зоны смешения растворов в процессе
цементирования скважин.
Известно, что на образование смеси движущихся в одномерных
координатах жидкостей влияют два основных фактора:
внедрение одной жидкости в другую без перемешивания, обус-
ловленное неодинаковыми значениями скоростей слоев жидкости
по сечению потока; здесь поверхность раздела каждого из компо-
нентов описывается эпюрой скоростей v потока, зависящей от зна-
98
чения функции v = f (т), которой следует каждая из составляю-
щих смеси;
перемешивание жидкости в результате возникновения вихрей
при течении в естественной диффузии; это явление получило на-
звание турбулентной диффузии;
естественно, что для разных режимов потока влияние этих
факторов на процесс смесеобразования различное.
Для оценки полноты вытеснения бурового раствора цементным
Р. И. Шищенко был предложен критерий (без учета смешения) D.
Необходимая полнота вытеснения при цементировании гаранти-
руется только при D > 30. Однако, как показывает анализ работы
А. X. Мирзаджанзаде, параметр D, характеризуя условие гравита-
ционного оседания границы раздела глинистого и цементного раст-
воров после окончания процесса продавки, не полностью характе-
ризует полноту вытеснения цементным раствором глинистого в ин-
тервале подъема цементного раствора и поэтому не совсем точно
оценивает качество цементирования.
Т. Е. Еременко, Д. Ю. Мочернюк, И. Г. Гелетий пришли к вы-
воду, что во всех случаях для обеспечения более полного вытесне-
ния глинистого раствора цементным необходимо соблюдение ус-
ловия
Re>Re;.	(77)
Для одной скважины D—d = const и v = const. Плотность
цементных растворов всегда выше, чем глинистых, т. е. рг<рц,
следовательно, условие (77) возможно только при т]г<т]ц и тОг<тэц .
Если это так, то справедливо еще одно условие:
тг<тц,	(78)
т. е. касательное напряжение вытесняющей жидкости должно пре-
вышать касательное напряжение вытесняемой. В этом случае из
уравнения Шведова — Бингама т = т)—-f-T0 следует, что, чем
dr
больше пластическая вязкость т], динамическое напряжение сдвига
т0 и градиент скорости did dr вытесняющей жидкости по сравнению
с вытесняемой, тем большее касательное напряжение сдвига дейст-
вует на буровой раствор и тем лучше идет процесс замещения од-
ной жидкости другой. Отсюда, если степень вытеснения зависит
от соотношения обобщенных параметров Рейнольдса и касатель-
ных напряжений, то решающими являются факторы, определяющие
характер течения и распределения скоростей по сечению потока.
ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ВЫТЕСНЕНИЯ И СМЕШЕНИЯ РАСТВОРОВ
ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
Цель цементирования нефтяных и газовых скважин — полное за-
мещение бурового раствора цементным определенного качества,
после затвердевания которого должен образоваться камень с за-
4*
99
Рис. 37. Факторы, определяющие полноту вытеснения бурового раствора из
заколонного пространства
данными свойствами. Качество цементировочных работ зависит от
многих факторов, даже при креплении вертикальных скважин.
При определенном соотношении геологических, физических
и технико-технологических факторов (рис. 37) может быть обеспе-
чено практически полное, хотя бы на отдельных участках, вытес-
нение бурового раствора цементным (с пониженной водоотдачей)
и достигнуто высокое качество крепления скважин. Для его осу-
ществления необходимо подготовить ствол скважины, оборудовать
обсадную колонну, составить рецептуру буровых и цементных раст-
воров и по определенной схеме провести процесс цементирования.
Только при выполнении ряда требований с самого начала проводки
скважин: приближения ствола скважины к гладкоствольному вер-
тикальному цилиндру, создания возможно меньших перепадов
давления, центричного расположения обсадной колонны в стволе
и т. д.— можно обеспечить высокое качество цементирования.
Качество работ по цементированию надо планировать. Поэтому
необходимо планировать и звенья этих работ, формулировать тре-
бования для всех предшествующих процессу цементирования видов
и этапов работ. Если какой-либо процесс не обеспечивает, напри-
мер, необходимую конфигурацию ствола скважины, его следует
изменять. Так, при высоких скоростях бурения формируется такой
ствол скважины, что невозможно обеспечить высокое качество ра-
бот.
Полнота вытеснения бурового раствора цементным (а также
и качество цементирования) зависит от многочисленных физических
100
и технических факторов, т. е. является величиной статистического
характера, а закономерности, обнаруживающиеся при обработке
результатов замеров параметров, представляют собой корреля-
ционные связи. Многие факторы, определяющие полноту вытесне-
ния бурового раствора, не поддаются раздельному учету, но анализ
совокупности их влияния позволяет заключить, что при опреде-
ленных условиях одни проявляются существенно, незначительно
или даже взаимно компенсируются, другие же изменяются в срав-
нительно узких пределах. Поэтому можно предположить необхо-
димость проведения работ непосредственно в скважинах, так как
оценка отдельных факторов лабораторным путем связана с боль-
шими трудностями и недостаточно надежна вследствие многообра-
зия и даже неопределенности условий, которые должны быть уч-
тены при моделировании. Есть факторы, например физико-меха-
нические свойства растворов и цементного камня, которые могут
быть изучены только лабораторными методами.
Вытеснение бурового раствора (даже близкое к полному) яв-
ляется обязательным, но недостаточным условием герметичности
скважин. Для этого необходимо предъявление особых требований
к обсадной колонне, цементному раствору (камню) и т. д. Но при
прочих равных обстоятельствах полное вытеснение бурового раст-
вора цементным — главнейший фактор обеспечения высокого ка-
чества цементирования нефтяных и газовых скважин. Полнота
вытеснения определяется многими факторами и их комбинациями,
главные из которых могут быть сведены в уравнение:
/(т]ц> Пг. %ц, тог, v, т]б, а, тоб, т|с, тос, Аг, 03,
бк, СТМ, йУц, О’, D3, ^кон> ®> Лр-е, g)=--0.	(79)
Здесь т]ц, г]г, г]б, т]с — пластическая вязкость соответственно це-
ментного и бурового растворов, буферной жидкости и смеси кон-
тактирующих жидкостей; тоц, тОг, тоб, тОс — динамическое напря-
жение сдвига соответственно цементного и бурового растворов,
буферной жидкости и смеси контактирующих жидкостей; а — ко-
эффициент, учитывающий расположение скважины в пространстве
(отклонение оси скважины от вертикали); v — скорость движения
растворов и буферной жидкости в скважине; Дг — расстояние ме-
жду стенками скважины и наружной поверхностью трубы; 03 —
статическое напряжение сдвига бурового раствора в застойных
зонах; бк — толщина фильтрационной корки бурового раствора;
ом — сопротивляемость (прочность) фильтрационной корки буро-
вого раствора смыванию; wtl — водоотдача цементного раствора;
о — величина поверхностного натяжения на границе раздела фаз;
D3 — коэффициент турбулентного переноса; /хон — время кон-
такта тампонажного раствора и буферной жидкости со стенками
скважины (коркой); а — коэффициент, характеризующий степень
отклонения формы ствола скважины от цилиндрической; Др —
разница плотностей цементного и бурового растворов; е — коэффи-
101
циент, характеризующий непостоянство площади поперечного се-
чения затрубного пространства (изменения Аг) по глубине сква-
жины, связанное с неровностями пород и изменчивостью радиуса
ствола вследствие удаления различного количества корки и раст-
вора при изменяющейся скорости потока растворов; g — ускорение
свободного падения.
Немаловажное значение имеет подготовленность ствола сква-
жины к спуску обсадной колонны и процессу цементирования. Эти
условия пока недостаточно определены и требуют дальнейшего
уточнения, в первую очередь в направлении требований к конфи-
гурации ствола скважины. Объем оставшегося в скважине буро-
вого раствора не ограничен объемом пристенного слоя; он остается
в кавернах, желобных выработках, застойных зонах, в виде глини-
стой корки и т. д. Трудно представить скважину, вытеснение бу-
рового раствора из которой было бы полным. Однако случаи вы-
сокого качества цементирования с последующей длительной без-
водной эксплуатацией нередки. Все это свидетельствует о том, что
не во всех случаях оставшийся в затрубном пространстве буровой
раствор приводит к снижению качества цементировочных работ.
Раствор может остаться изолированным, погребенным. Идеальный
случай, когда цементный раствор занял все каверны и контакти-
рует с породами и обсадной колонной.
Вытеснение бурового раствора обязательно на тех участках,
где возможны перетоки флюидов из одного горизонта в другой.
Должны быть разобщены все продуктивные объекты, пласты-кол-
лекторы с пониженным давлением и пласты, в которых давление
флюидов высокое. Допуская, что скважина цилиндрическая с вер-
тикальными гладкими стенками и пользуясь данными А. X. Мир-
заджанзаде, можно ориентировочно подсчитать толщину слоя бу-
рового раствора при его вытеснении на различных режимах в сква-
жине диаметром 298 мм при 146-мм колонне, спущенной на глубину
2000 м. При структурном режиме течения (безразмерный параметр
Ильюшина 20, 50 и 100) остается у стенки скважины слой бурового
раствора соответственно 15,8 и 6 мм. При турбулентном режиме
течения (И = 250) толщина слоя 3 мм. Если этот раствор собрать
в виде цилиндра по всей глубине скважины, то диаметр его будет
равен соответственно 96,8; 80,0; 76,0; и 55,6 мм. Следовательно,
скопление бурового раствора вдоль ствола скважины может при-
вести к формированию канала достаточно больших размеров для
движения флюидов пластов.
Не совсем точно мнение отдельных авторов, что «тонкая» и «плот-
ная» глинистая корка на стенках скважины не опасна в отношении
каналообразований или даже желательна. Ее можно допустить
только в случаях неразрушения после цементирования.
Для повышения качества цементирования скважин следует
назначать специально выбранные конструкции скважины, обеспе-
чивающие наиболее полное вытеснение бурового раствора цемент-
ным, и составлять рецептуру бурового раствора. Конструкция сква-
102
жины должна обеспечивать не только возможность процесса буре-
ния, но и охрану недр.
Полнота вытеснения бурового раствора цементным характери-
зуется коэффициентом kB — отношением объема вытесненного
бурового раствора AV (или закачанного цементного при отсутст-
вии поглощения или проявления) к полному объему V скважины
(с учетом объема труб) на высоте подъема цементного растгюра.
При полном вытеснении kH 1. На участке зоны смешения буро-
вого и цементного растворов понятие коэффициента вытеснения йв
становится неопределенным.
При анализе закономерностей вытеснения буровых растворов
цементными и буферными жидкостями в первом приближении при-
няты режимы течения в соответствии с исследованиями Т. Е. Ере-
менко и др., что позволило сравнивать результаты с данными ра-
боты Г. С. Говарда и Дж. Кларка. Другим допущением является
рассмотрение буровых и цементных растворов как вязко-пластич-
ных жидкостей, хотя известно, что они не всегда характеризуются
указанными свойствами, а при некоторых условиях (разбавление,
введение замедлителей и т. д.) не могут быть отнесены к рассматри-
ваемому классу жидкостей.
Пока еще не разработаны реологические модели движения бу-
ровых и цементных растворов, а аппроксимация истинных законов
движения применяемых е> бурении реальных жидкостей с помощью
реологической модели Шведова—Бингама далеко не всегда позво-
ляет достаточно точно и правильно описать рассматриваемые яв-
ления и предсказать новые эффекты.
Исследование режимов течения вязко-пластичных сред — за-
дача сложная. Сказанное относится к турбулентным течениям.
Теоретические и экспериментальные исследования значительно
усложняются при рассмотрении турбулентного течения вязко-пла-
стичных жидкостей, и в первую очередь цементных растворов в пе-
риод загустевания и схватывания. В данном случае, даже при
наличии непрерывно внешнего источника энергии, необходимой
для непрерывного возбуждения турбулентного движения, послед-
нее будет переходить в структурное.
Остаются полностью или частично не решенными вопросы, свя-
занные с применением добавок для улучшения реологических ха-
рактеристик буровых растворов и буферной жидкости, понижением
«порога» турбулентности, гашением турбулентной пульсации, рез-
ким снижением гидродинамического сопротивления при добавле-
нии к жидкости некоторых растворимых полимеров (эффект Томса),
эффектом «антитурбулентности» (эффект Грэя), возникающим при
наличии покрытия на трубах, которое служит демпфером, способст-
вующим предотвращению развития турбулентности и срыву по-
тока. Знание механизма этого эффекта позволило М. Крамеру для
снижения гидродинамического сопротивления создать специальные
покрытия твердых тел «дельфинья кожа» («ламинфло»). Важным
остается изучение и регулирование пограничного слоя вязко-пла-
103
стичных сред (как обладающих водоотдачей, так и неводоотдаю-
щих), роль которого в вопросах, связанных с обеспечением вытес-
нения бурового раствора цементным, недостаточно ясна.
Вопросы формирования пограничного слоя и управления им
очень сложны. Так, Г. Шлихтинг отмечает, что, хотя уравнение по-
граничного слоя значительно проще уравнений Навье-Стокса, все
же его решение остается трудным. Применительно же к неньюто-
новским средам еще не разработано рекомендаций, приемлемых
для инженерных расчетов.
3. П. Шульман и Б. М. Берковский отмечают, что для ано-
мально вязкой жидкости напряжение трения слабо или очень слабо
зависит от скорости сдвига и поэтому, очевидно, никакой доста-
точно четкой области преобладающего влияния сил вязкости не
будет, и гипотеза пограничного слоя теряет силу. Пограничный
слой расплывается на всю область течения.
Другая сложность применения идеи пограничного слоя, даже
если он и существует, связана с выбором уравнения для описания
движения на верхней границе его. Н. П. Лещием проведены иссле-
дования для определения параметров, характеризующих толщину
пограничного слоя с разрушенной структурой. Для изучения по-
граничного слоя с последующим управлением им нужны специаль-
ная аппаратура и новые методы с использованием лазерного изме-
рителя скорости, обладающего очень высокой разрешающей спо-
собностью.
Решение этих и многих других задач позволит обоснованно рас-
считывать сложные процессы цементирования скважин, в том числе
и глубоких высокотемпературных, управлять ими, обеспечивать
высокое качество разобщения продуктивных горизонтов и охрану
недр.
Вытеснение и смешение буровых и цементных растворов и бу-
ферных жидкостей определяется многими факторами. Они характе-
ризуют величину коэффициента вытеснения kB и влияют на коэффи-
циент турбулентного переноса £>3, так как
[D3 = f(v, Л),«	(80)
где % — коэффициент гидравлических сопротивлений, зависящий
от Re.
Для исследования процессов вытеснения и смешения растворов 1
в 273-мм колонне в интервале 855—815 м был установлен герметич-
ный цементный мост, и на глубине 748 м с помощью агрегата «Ба-
кинец-ЗМ» спустили 146-мм колонну, оборудованную чугунным на-
правляющим башмаком, стоп-кольцом внутренним диаметром 90 мм
и 24 пружинными центраторами, расположенными на расстоянии
20—40 м друг от друга. Суммарный объем трубного и затрубного
1 В проведении работ принимали участие сотрудники ВНИИКРнефти
А. Г. Аветисов, М. О. Ашрафьян, В. И. Бондарев, О. А. Лебедев, Э. Л. Рут-
берг, Р. Ф. Уханов и др.
104
пространства составлял 35,4 м3. Устье скважины было герметизи-
ровано специальной арматурой.
Для затворения каждой порции раствора расходовалось 9—10 т
цемента. Плотность цементных растворов составляла 1730—
1810 кг/м3. В процессе каждого опыта определяли реологические
параметры бурового и цементного растворов на капиллярном виско-
зиметре. Для проведения экспериментов использовали до шести
цементировочных агрегатов ЦА-320М и ЗЦА-400, цементно-смеси-
тельную машину СМН-20 или СМН-10.
С целью сокращения всех расходов и ускорения работ устье
скважины было переоборудовано (рис. 38). В 146-мм колонну вста-
вили пробку и продавили ее до стоп-кольца. Спустили 741 м 73-мм
труб, а вверху установили 60,3-мм насосно-компрессорную трубу
длиной 4 м. Низ 73-мм труб оборудовали направляющим патрубком
и стоп-кольцом с проходным каналом диаметром 30 мм. Наличие
на устье герметизирующего устройства (по типу головки Скотта)
позволило при необходимости расхаживать всю колонну на высоту
до 2,7 м.
При новой компоновке объем скважины уменьшился до 8,45 м3.
Для каждого опыта расходовалось 2,5—3,0 т цемента. Затворяемый
раствор объемом 1,50—2,75 м3 направляли в приемный мерник од-
ного из агрегатов, интенсивно перемешивали насосом в течение
5 мин, доводили до однородного состояния, после чего закачивали
в скважину.
Плотность цементного раствора и его реологические константы
определяли после отстоя в мернике агрегата. При проведении
15—20 контрольных замеров плотности с помощью ареометра не
обнаружили каких-либо колебаний ее после интенсивного пере-
мешивания.
Данные объема использованного раствора и его реологических
параметров позволили сопоставить полученные в процессе опытных
работ результаты по степени смешения его с буровым раствором
и правильно рассчитать необходимую подачу агрегатов для полу-
чения заданного режима течения жидкостей в кольцевом прост-
ранстве. Сведения о некоторых опытах приведены в табл. 10. Всего
было проделано более 200 опытов, позволивших изучить процес-
сы вытеснения и смешения растворов в зависимости от ряда факто-
ров.
Схема обвязки манифольдов экспериментальной промысловой
установки показана на рис. 39. С помощью трехходовых кранов /т,
Пт, ///т изменяли направление движения растворов. В положе-
нии кранов Г контроль за плотностью нагнетаемых жидкостей
велся при закачивании их в скважину с помощью станции СКЦ-2М.
При повороте кранов в положение 2' контролировалась плотность
выходящих из скважины жидкостей.
После закачивания цементного раствора и полного вытеснения
его из наземной нагнетательной линии поворачивали все трехходо-
вые краны из положения Г в положение 2', и приборы станции ре-
105
Рис. 38. Схема обвязки устья сква-
жины (колонна 146 X 73 X 60,3 мм):
1 — манометр; 2 — цементировочная голов*
ка; 3 — переводник 88,9 X 73 мм; 4 — пе-
реводник 73 X 60,3 мм (насосно-компрессор-
ные трубы); 5 — муфта диаметром 60,3 мм;
6 — элеватор под 60,3-мм насосно-компрес-
сорные трубы; 7 — гайка разъемная; 8 —
головка; 9 — краны высокого давления; 10 —
муфта 73-мм насосно-компрессорных труб;
11 — насосно-компрессорные трубы диаметром
73 мм; 12 — фланец; 13 — муфта Нб-мм
колонны; 14 — элеватор под 146-мм колонку;
15 — муфта 273-мм колонны
Рис. 39. Схема обвязки устья скважины:
1 — устье скважины; 2, 3, 4 — датчики дав-
ления, плотности, расхода; 5 — блок мани-
фольда; 6 — компенсатор; 7, 8, 9 — емкости
для жидкостей; а — путь движения жидко-
сти при контроле за плотностью на входе
в скважину; б — линии высокого давления;
в — линии низкого давления; г — пробковые
краны; д — быстросъемные соединения, е —
путь движения жидкости при контроле на вы-
ходе из скважины
I
гистрировали параметры режима и величину плотности выходящей
из скважины жидкости.
На рис. 40 приведена диаграмма движения растворов и зоны
смешения жидкостей. Объем смешивающегося или чистого раст-
вора определялся как произведение среднего секундного расхода
на продолжительность регистрации каждой из трех зон Й712, 1^2,
И?21. Если в процессе работ допускалось изменение подачи, то для
каждого такого участка расход определяли отдельно. Когда в сква-
жине цементный раствор смешивался полностью, учитывали только
объемы верхней и нижней зон смешения (табл.1 0, опыты 2, 4, 16, 18,
20, 21, 24, 25, 27, 28, 31, 37).
Из рис. 40 видно, что за переходной зоной ITi2 следует чистый
цементный раствор. После закачивания всего объема цементного
раствора в скважину начинается процесс продавливания его бу-
106
ровым раствором, причем зона смешения 1Г21 и прекращение цир-
куляции с целью поворота трехходовых кранов хорошо фикси-
руются. В процессе работы для исключения при остановке произ-
вольного вытеснения из 73-мм труб легкого бурового раствора тя-
желым цементным сначала поворачивали кран /7/т (см. рис. 39).
После поворота крана продавливание продолжали до полного
вытеснения цементного раствора из скважины. Величина зоны сме-
шения перед цементным раствором возрастала от U7i? до, U7J2, а
величина зоны после цементного раствора — от ДО ^21. Раз-
ности 1^31 — F21 и U7J2— U712 характеризуют объемы смесей, об-
разовавшихся в скважине. Отношение этих разностей к объему
Гскв +	(где FCKB — объем скважины; 1^об — объем
обвязки) — коэффициент смешения kcl ,kci. Объем бурового ра-
створа, вытесненного из скважины цементным, определяется по
диаграмме как U7B Количество цементного раствора, выходя-
щего из скважины, U72 4- Ц712 ац, где ац — доля цементного раст-
вора в смеси.
Величина подачи насосов определялась объемным методом, а
также с помощью регистрирующего расходомера СКЦ-2М. Объем
закачиваемых в скважину жидкостей замеряли с помощью мерных
линеек, установленных в емкостях 7 и 8 (см. рис. 39). В емкости 9
находился цементный раствор, а в емкостях 7 и 8 — буровой. Один
агрегат (ЦА-320 или ЗЦА-400) подавал из мерников или емкости 9
цементный раствор, а другой в это время готовился к продавлива-
нию с той же подачей, что и первый агрегат. Для этого в мерники
набирали буровой раствор из емкости 7 или 8 и откачивали при
таком режиме работы, чтобы уровень жидкости в них не изменялся,
несмотря на поступление бурового раствора из скважины.
Выходящие из скважины смеси направлялись на сброс, а це-
ментный раствор возвращался из скважины в емкость 9 или в мер-
ники агрегатов. В ряде случаев агрегаты работали одновременно,
для чего их мерники предварительно заполняли цементным раство-
ром, а продавливание вели буровым раствором из емкости 8.
Иногда вместо цементного раствора использовали утяжелен-
ный буровой раствор. Цементный раствор готовили с помощью
смесителя СМН-10 или СМН-20 или вручную из шлакопесочного
и шлакового цементов с добавками замедлителей (хромпик, ССБ).
107
»^4^cocococococococococondndndndndndndndndnd*-*- — — — — — — — —
*-©cOOQ-405CH»UCOND*-©©00-4a5CH.UCOND*-*©©00‘405Cn4s*COND*-©©00--J05Cn4b.COND»—
Номер опыта
Объем трубного простран-
ства. м3
ТАБЛИЦА Ю
_	_ _ _	I'—' I'M- 14/ »4/ I'm- I'm/ I'xrf
ст> ©^©©©©©©©©©©©©©©©©©©©©©©©©©стэсзоэозозслслслслслслслсл
ND ND ND ND ND ND ND N) ND NDVd'nD ND "nd ND To ~ND ~ND ND ~ND ND ND io ND ND ND ND ’nd ND ND ND ND ND О 05 СТ) 05 СТ) 05 CD ©
Объем кольцевого про-
странства» м3
плотность р»
|0~3 кг/м3
03	33	— —	—	03	03	— nd —	—ndED	—
^3	,*	О	© «	о	*4 СО 4^	4*	О tn	«	Р	*4 4^ ND	С4>	4*- СТ О	4^
•4 СО СО Ъа ha "—_	- : - - _ Ьа Ъа	- - ta •«
qj	щ	05 05 ND	ND	qj	gj	ND 05 cj	ND
4(7)00^0)0 ^СГ5СС4‘ФЧООФЧ'4(Х)ЧОЗЧфС>С) О CO OD^ 00 O> Oo',,<l'-4"oo"-*o'*-4 Oo’qo'oo
ND4^“4C0C0004^©"4’400 00‘*JNDNDGn00*:*‘-400C005OCn0JC000O00©4^4^Q-4CT>OC0C0*-OO
ND — №*— CO ND — CO ND -4 — ЮСО4^ — NDCO’C’iCO'ONDNDNDNDND — CO CO CO CO № — COCONDCONDC04^COCO
_CO CO CO CO O\© COMNDjO — OOO4CD4C4 *4 О Oj=> О © CO CO CO CD^ C0C0O0DC045*05NDc0©
— Vj'cn'tn O Oo *4 СП СП 00 00 00 <1 О "nd*© СО ~со *4Vj"cn ND ND © ND O1 CO CO W CO СЛ \j CO "-4 СЛ CO СП О Сл CO CO
СЛ	структурная вяз- кость т)г. Ю3 Па-с	буровогс	
			а
	динамическое на-		й>
№	пряжение сдвига		й>
	т„. Па		Z
	О		етр!
			а.
			
	ПЛОТНОСТЬ р>		м
	10—3 кг/м3		№ О
			о
		с	W
		П5	
	структурная вяз-	S ft	
00	кость я , 103 Па-с	X	
		о	
			
	динамическое на-		
(D	пряжение сдвига тоц' Па		
			
			
_tCTJO_— К) ьэ Н-to bOJtO ьз	— — — Ю ЬО ЬО — — м м м — — ЬОЬС — — Ю000с0С0С~4-4г»СО 00 ЬЭ to до ЬЭ ЬЭ ф 4»- "о to —'—ЬЭ -4 4*-"©"“4 О> моо — соЪ^ Ъ)Ъ^ 00 00 oolo О СЛ 00 w’*q со о оТом ooooooocnoooooooooocninoooooooo	о	Объем цементного раство- ра, м3	
_	totototototoioto СТ)СТ)СТ)0)СТ)СТ)СТ)СТ)СТ)СТ)СТ)СТ)СТ)СТ)‘ЧСТ)СТ)СТ)СЛСТ)СТ)СТ)СТ)СТ)СТ)СТ)СТ)С)СТ)СТ)СТ,)СТ)СТ)0')СТ)СТ)СТ)'4-4 0СТ) СТ) to ЬО to to to 00 о СО "to 00 Co"to"“4”o СП "-4 00 4- СО СП 00 00 00 СТ) СТ) СТ) ЬО 4* О СТ)"— ЬО СТ) "(D ©’"4 ЬО О СЛ СП СЛ СП СП СЛ СП Сл О СЛ СЛ СЛ СЛ Си СП сл СИ СЛ СП о о СП Си СЛ СП СП СЛ СЛ СЛ СП СЛ СП СЛ сл	-	Объем продавочной жид- кости, м*	
. , — - .	to to to to to to to to СЛСЛСЛСТ)СЛСЛСТ)СЛСТ)СЛСЛСПСЛСПСТ)СТ)СЛСЛСЛСЛСЛ4ЬСТ)СЛСТ)СТ)СТ)СТ)СТ)СЛСТ)СТ)СЛСЛСЛ4^СЛСОСТ)<СТ>СТ) W -4 CT) ’«U W -4 — 4^ — © — CT> *- СЛ CoVjV) ►-© 00 СЛ СТ) СП СП CO Ji-"to "to (0 4 w 00 —— 0 4».— соКэ to ©СЛОСЛ©©©СЛСЛ©СЛ©©ОСЛОСЛО©ОСЛ©©00©СЛ©СЛ©© СЛ‘О СИ	ГС	пытесняемая жид- кость	Объем вытесненных жидкостей после закачки цементного раствора, м3
।	Р	।	о —— к> —	Р	PP	—	ojoco	ю	о	— о о	_to	co	ос	ос bow	1	22	1	"coCT)"— "(D4*	о	"©"to	—	"to"—"—	I	"to	I	СЛ	"—"to"-4	1	co	1	©	1	—	1	—	1 © СП CO	CO	4^> © © © СЛ	CTJ	СЛ oo (О СЛ «4 ©	CO	©	0004*	©	CT)	№	©	£	зона смешения це- ментного раствора с вытесняемым бу- ровым	
C5	c> c>	to	— о	oo — oo	о	to	to	—	о 1 1 1 co 1 Ст) СЛ 1 1 1 I I I —CO | | | | | 1 СЛ I jx’toto I "to I 1 | co I "to 1 CD 1 СЛ I “-0 О	СЛ Ф-	сл	00 СП	O to О 4* СЛ	СТ)	СО	СТ)	ОО	Ю	г	зона смешения це- ментного раствора с вытесняемой водой	
Г-о--	ГГ-РГ 1	1	1	1	1	Г	1	1	ГР	Г	I	Г	|	г,	.°rrr°Pr?.\w?	[	Р	|	Р 4ОСТ	1	ст> — СОСОСТ>|	1	1	1	|	4*.	1	I	CD to	1	О	— 1	tOCncD©4^CDCn*-q — ОФ	*4	00 СЛС-4О	CnOOOtOCH	4*.	— СП	©	00	Ф>- — О tO tO СО to О СТ) 4*	4*	СЛ	сл	цементный раствор	
— to ОООО — ©©©ООО — — to — о — ©СО — СО о о о — >— ОО©4^О©СЛ — СЛ to ОС © CD со СО ф> СТ) *4 Ст) -4 "oo "to Ст) Ьо Ст) "ст> "о"to "со © "-4 "tO CO "© СЛ "ос Ст) "tO "-4 "-4 СТ) СЛ "сО 00 "© "-4 СТ) СО СО Сл СО СО QO — СП Ст) to — -4СЛ4^4^©©СлСЛ004^4^СП00ЮСЛС0©00-4О©С0‘4Ю — ©СЛГОСЛ-4-4ЮСЛ	СТ)	О)	зона смешения це- ментного раствора с продавочной жид- костью (водой)	
о
sD
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 10
	Средняя плотность		растворов		Режим	течения	в трубах		
	в зонах, кг/м1		• 10—3			Параметр Re'			
		©	бос			та		та О. О	
			х & Ч						
	р ес	р	Р С Е(			©			
	х Q X		X s						
	£ *		£ ф £	та					
«3			2	у		ф			
3	3 о а-	о	sa		S	та Р.		©	
о ф" S	то £ о 5 и S * та Ф	о X X ф	е «а * и = £ £	X та та К	А © О	рового	3 К	X X ф 2	
X	* ° н S	ф та я а	О та та н X и К Ф	С	X	X©	0	я	
1	17	18	19	20	21	22	23	24	
1	1,30	1,80	1,55	5,52	0,32			42 000	121	
2	1,33			1,21	10,0	0,81	570	•—	700	
3	1,19	1,71	1,42	17,95	1,44	—	18 900	1950	
4	1,43			1,40	10,95	0,88	600	—	830	
5	1,41	1,66	1,48	11,7	0,94	—	123 000	1041	
6	1,65	1,80	1,35	8,67	0,70	430	—	532	
7	1,67	1,43	1,71	8,65	0,69	—	90 500	551	
8	1,58	1,74	1,35	11,15	0,90	860	—	907	
9	1,36	1,75	1,67	0,80	0,27	—	17 400	82	
10	1,38	1,64	1,41	0,58	2,18	3100	—	4550	
11	1,42	1,74	1,37	0,92	0,30	42	—	109	
12	1,62	1,76	1,48	4,80	1,59	2350	—	1860	
13	1,47	1,76	1,59	3,24	1,02	—	68 100	1060	
14	1,51	1,80	1,20	6,58	2,18	970	—	3400	
15	1,48	1,77	1,39	4,17	1,38	—	88 900	1590	
16	1,22			1,19	2,03	0,67	—	43 000	923	
17	1,45	1,62	1,35	1,54	0,51	—	32 750	343	
18	1,33	—	1,30	2,13	0,71	515	—	640	
19	1,43	1,69	1,26	3,34	1,11	—	71 500	1400	
20	1,32	—	1,20	2,00	0,66	295	—	552	
21	1,57			1,22	2,82	0,93	845	—	915	
22	1,45	1,88	1,38	3,83	1,27	2100	—	983	
23	1,52	1,77	1,50	3,33	1,10	60010	—	1135	
24	1,45	—	1,54	3,72	1,27	660	—	1140	
25	1,61	—	1,32	7,79	2,58	5300	—	4280	
26	1,42	1,70	1,28	3,25	1,08	—	69 500	1141	
27	1,35			1,30	4,27	1,42			91 300	2300	
28	1,41			1,20	4,73	1,59	2560	—	1750	
29	1,54	—	1,47	5,12	1,70	—	109 500	2340	
30	1,42			1,38	3,55	1,18	1300	—	1530	
31	1,35			1,26	2,74	0,92	870	—	1403	
32	1,45	1,87	1,42	3,96	1,31	445	—	1075	
33	1,53	1,67	1,28	6,70	2,22	4190	—	4410	
34	1,49	1,90	1,45	—	1,86	770	—	1550	
35	1,43	1,64	1,29	5,41	1,79	—	115 000	3260	
36	1,49	1,67	1,23	6,33	2,10	—	135 000	4000	
37	1,56			1,33	6,45	2,14	5030	—	3070	
38	1,23	1,63	1,10	6,86	2,27	—	146 000	4920	
39	1,42	1,64	1,40	5,52	1,83	4100	—	3230	
40	1,47	1,62	1,36	4,53	1,50	2920	—	2460	
41	1,50	1,67	1,35	5,24	1,73	835	—	2540	
110
	Режим течения в кольцевом пространстве					Коэффициент			тог_ тоц	Пг	СО 1 о S * 7 и
	подача насоса, л/с	скорость, м/с	Параметр Re'			вытеснения 1	смешения к = er У,	смешения^			
			бурового раст- вора	-V- I	iiEvu	цементного рас- твора						
	25	26	27	2S	29	30	31	32	33	34	35
	3,07	0,09		10 300	10	0,98	0,028	0,131					0.80
	5,40	0,16	24	18 200	31	0,76	0,316	1,14	0,930	0,204	0,58
	14,3	0,42			48 000	198	0,96	0,062	0,400	—	—	0,81
	14,4	0,42	130	48 000	204	0,82	0,318	0,334	1,010	0,566	0,57
	25^5	0,75			85 900	674	0,94	0,116	0,091	—	—	0,73
	24,5	0,72	450	82 000	550	0,89	0,119	0,210	0,930	0,203	0,58
	53,3	1,56			178 500	2460	0,94	0,080	0,063	—	—	0,76
	53,1	1,56	2210	178 500	2410	0,96	0,090	0,225	0,760	0,583	0,58
	1,08	0,13			7 150	20	0,95	0,058	0,140	—	—	0,80
	1,10	0,13	41	7 150	26	0,95	0,119	0,137	0,540	0,152	0,49
	1,01	0,12	36	6 600	18	0,97	0,032	0,790	0,360	0,120	0,55
	5,62	0,68	500	37 500	441	0,91	0,190	0,082	0,680	0,430	0,49
	2,27	0,27			30 950	833	0,99	0,040	0,100	—	—	0,78
	2,80	0,34	660	18 700	123	0,94	0,080	0,120	0,203	0,245	0,52
	1,19	0,43		23 600	195	0,99	0,152	0,280	—	—	0,78
	3,73	0,45		24 750	425	0,95	0,194	—	—	—	0,39
	5,17	0,63			34 600	495	0,95	0,068	0,097	—	—	0,66
	5,38	0,65	430	35 750	530	0,84	0,360	—	0,880	0,71	0,51
	8,12	0,98			53 950	1110	0,96	0,090	0,093	—	—	0,66
	8,00	0,96	250	52 900	1040	0,67	0,500	—	2,840	1,320	0,47
	7,60	0,92	805	50 500	870	0,84	0,351	0,23	0,743	0,580	0,60
	12,66	1,52	4980	87 000	1170	0,97	0,040	0,040	0,315	0,039	0,70
	8,94	1,07	890	58 900	1045	0,91	0,192	0,116	0,420	0,390	0,42
	10,88	1,31	670	72 200	ИЗО	0,82	0,368	0,158	1,680	0,440	0,65
	7,67	0,92	895	50 500	766	0,84	0,334	0,178	0,700	0,510	0,44
	10,48	1,26	—	68 300	1410	0,96	0,057	0,152	—	—	0,75
	11,67	1,41			77 500	2175	0,92	0,190	—	—	—	0,62
	14,55	1,75	3350	96 500	1880	0,89	0,494	—	0,540	0,210	0,65
	13,37	1,61			88 500	2010	0,90	0,338	—	—	—	0,77
	10,44	1,26	1400	69 300	1560	0,93	0,234	—	0,820	0,680	0,55
	7,82	0,94	830	51 800	1390	0,81	0,468	—	0,143	0,900	0,35
	14,53	1,75	6400	96 500	1439	0,90	0,178	0,048	0,195	0,135	0,60
	10,71	1,29	1600	71 000	1720	0,89	0,258	0,103	0,870	0,830	0,33
			1,92	7450	105 900	1470	0,91	0,152	0,038	0,194	0,104	0,62
	13,64	1,64	—	90 000	2700	0,88	0,087	0,137	—	—	0,64
	17,19	2.06			ИЗ 500	3650	0,91	0,105	0,124	—	—	0,68
	17,92	2,16	4900	119 100	2920	0,85	0,433	—	0,550	0,250	0,59
	18,17	2,18	—	120 000	4750	0,97	0,048	0,116	—	—-	0,63
	15,34	1,84	3950	101 000	3090	0,90	0,215	0,106	0,640	0,440	0,47
	13,05	1,57	3000	86 500	2500	0,92	0,266	0,077	0,690	0,460	0,44
	15,0	1,80	870	99 000	2660	0,79	0,258	0,050	3,600	0,730	0,35
111
Параметры контролировали постоянно в процессе каждого опыта.
Пробы цементного раствора отбирали из различных частей мерни-
ков и смешивали для получения средневзвешенной величины па-
раметров.
Одной из особенностей проведения работ и сравнения результа-
тов явилось определение реологических параметров буровых и це-
ментных растворов, что связано с рядом трудностей, основные из
которых — отсутствие серийных вискозиметров, а также научно
обоснованных моделей течения вязко-пластичных жидкостей. Ис-
пользование модели Шведова—Бингама вызывает возрастание,
(Л. И. Щеголевский) по той причине, что пластическая вязкость т]а
не инвариантна по отношению к геометрии вискозиметра и дейст-
вительна на сравнительно небольшом участке кривой т]ц, а динами-
ческое напряжение сдвига тоц не имеет физического смысла. Кроме
того, при высоких температурах (150—200 °C) появляется обратный
наклон кривых, что исключает вообще применение указанной мо-
дели.
По этой причине результаты ряда теоретических исследований
(А. А. Аббасов, А. Ф. Касимов) по смешению и вытеснению буро-
вых и цементных растворов не могут быть использованы для про-
мысловых условий. Однако это уравнение в качестве аппроксими-
рующего (Л. И. Щеголевский) и дает удовлетворительные резуль-
таты, если обрабатывать растворы антикоагуляторами (УЩР, ССБ,
хромпик и др.).
Применение в качестве определяющих параметров тг)ц, т0 ц как
статистической совокупности не повлияет на конечный результат,
если будут разработаны новые адекватные процессу модели, т. е.
т]ц и тОц определены более точно.
Для оценки физико-механических свойств бурового и цемент-
ного растворов использовали вискозиметр.
Цементный раствор вытеснял из скважины буровой, а сам пол-
ностью вытеснялся жидкостью (буровым раствором). Смеси, обра-
зованные в процессе экспериментов, частично направлялись в це-
ментный раствор, частично в буровой и частично выбрасывались.
Это хотя и осложнило проведение опытов из-за необходимости хи-
мических обработок с целью восстановления нормальных парамет-
ров растворов, но позволило получить гамму растворов с разно-
образными свойствами. Параметры жидкостей менялись в широких
пределах, и разница между аналогичными параметрами последо-
вательно движущихся растворов составляла 1 р2—рх = 0—600 кг/м3,
т02—т01 = 0—70,0 Па, г]2—т]х = 0—0,029 Па-с.
Полученные в процессе работы СКЦ-2М диаграммы позволили
определить коэффициенты вытеснения жидкостей и степень их сме-
шения. В экспериментальной скважине вытеснение жидкостей про-
изводилось без разделительных пробок (I вариант), т. е. жидкости
в процессе вытеснения контактировали как в трубах, так и в за-
Индекс 1 — для буровых растворов, индекс 2 — для цементных.
112
трубном пространстве, и с разделительными пробками (II вариант).
Объем скважины и^;1(В определялся суммой объемов насосно-ком-
прессорных труб и затрубного пространства. Кроме того, при рас-
четах £в учитывался объем обвязки нагнетательной и сброс-
ной систем, состоящих из объема насосов агрегатов, манифольда
СКЦ-2М и объемов нагнетательных и сбросных 50- и 73-мм труб.
Величина Ц70б изменялась в пределах 150—300 л.
В каждом опыте вычисляли коэффициенты вытеснения бурового
раствора цементным /гвг и цементного раствора буровым /гоц:
V = (^O6 М^21 + ^ц)/^екВ:
(81)
ИЛИ
W'ckb
(82)
(83)
где о/ и cQ — доля цементного раствора соответственно в смесях
перед цементным раствором (W7'M = W^;2—^12) и после него
= ^21 — ^21) >	— ^2 — коэффициенты смешения перед
цементным раствором и после него; остальные обозначения приве-
дены на рис. 40.
Как правило, величины зон смешений Ц721 и U?12 при закачке
в скважину цементного, а затем и бурового растворов были очень
небольшими и при обработке результатов они не учитывались кроме
случаев, когда цементный раствор, а затем и буровой нагнетали
одни и те же агрегаты. Объемы смесей определяли как произведение
величины подачи жидкости агрегатами на время движения смеси,
которое точно устанавливалось по диаграмме. Величины а'^ и
вычисляли с помощью уравнения материального баланса
рл-рл+рл
(84)
где рсм — средняя плотность раствора в зоне смеси; рц, рг — плот-
ности соответственно цементного и глинистого растворов; Wr —
объемы цементного и глинистого растворов в смеси.
Объем смеси

(85)
Величину ац можно найти, решая совместно уравнения (84)
и (85) относительно
 Ц7см (рсм рг)
где
\VT __ «'cmI.Pcm Рг? ту/
«	-“«“'см,
ац = (Рсм—Рг)/(Рц —Рг)>
а также графически, используя формулы
4-(sH(86)
<87>
Для определения ац использовался наиболее простой второй
способ. Величины 81, S2, 8Ъ S2, alt а2, а{, а'2, b определяли по
диаграмме (см. рис. 40). Величина площади 8 измерялась плани-
метром с точностью до 0,1 см2, а величины а и b — с точностью
до 0,1 мм. Прежде чем вычислить величину kB по формулам (82)
и (83), проверяли материальный баланс расчетного и фактически
закачанного объемов той или иной жидкости по формулам
(88)
(1 - %) К. + ^об 4- ^>2 +	- ^скв>	(89)
где W? — объем не смешавшегося в скважине бурового раствора;
1Ец — объем закачанного в скважину бурового раствора.
Средняя плотность растворов в зоне смешения вычислялась
как среднее арифметическое совокупности плотностей, взятых по
диаграмме через равные промежутки времени 15, 30 или 60 с. Если
бы промежутки времени брали произвольно, то средняя плотность
раствора в зоне
Рср = (рЛ + Ра^2-И •  • 'Ьрл^л)27’,	(90)
где = tv + t2 + . . . + tn (п — число участков).
В нашем случае = t2 . . . = tn = t, поэтому У\Т = nt, а
Pep =(Pi + Ра +. • • +• Рл)/п.	(91)
Правильность определения объемов растворов средних плотно-
стей в зонах проверялась составлением уравнения баланса коли-
чества жидкостей с учетом предположения, что количество цемент-
ного раствора, ушедшего на образование вихревой (первой) и ниж-
ней (третьей) зон смешения, пропорционально их суммарному
объему. Рассмотрим это на примере опыта № 5. Общая масса всех
трех зон (первое условие)
Qi — EiPi -f- V2P2 + Е3р3,	(92)
где Va, Vs и pn р2, р3 — соответственно средние объемы и плот-
ности растворов каждой из зон, определенные по диаграмме.
Согласно данным табл. 10, Qx = 2,96-1,41 + 5,44-1,66 +
+ 2,32-1,48 = 16,65 т.
Из 8 м3 первоначально затворенного цементного раствора плот-
ностью 1,73 т/м3 на поверхность было вымыто только 5,44 м3 жидко-
сти плотностью 1,66 т/м3. Остальные 2,56 м3 израсходованы на об-
разование первой и третьей зон общим объемом. Можно также оп-
ределить, что на образование первой и третьей зон было затрачено
соответственно 1,47 и 1,09 м3 цементного раствора и 1,49 и 1,23 м3
воды.
114
Запишем второе условие
Qa = V 4р4 + V 8р5 + V врв,	(93)
где V4, VB, Ve и р4, р5, рв — средние объемы и плотности соответст-
венно вытесняемой жидкости, цементного раствора и вытесняющей
жидкости до их перемешивания в скважине.
Q2 = 1,49 • 1,02 + 8,0  1,73 +1,23 • 1,02 = 16,61 т.
Соблюдение равенства = Q2 = const свидетельствует о точ-
ности результатов измерений, поэтому оно было положено в основу
проверки опытов.
Из табл. 10 видно, что в ряде случаев наблюдаются отклонения
значений плотностей закачиваемых и выходящих из скважины це-
ментных растворов. Анализ показывает, что указанные несоответст-
вия, как правило, относятся к тем опытам, во время проведения
которых наблюдались остановки процесса закачки жидкостей. Во
всех остальных случаях отмеченная разница плотностей растворов
не превышает 10—40 кг/м3, что находится в пределах допустимой
погрешности измерений плотномером станции СКЦ-2М.
Для экспериментов использовался цемент для «холодных» сква-
Н£ин новороссийского завода «Октябрь». С целью улучшения рео-
логических параметров затворяемых растворов (снижение величин
Ли и т0 ц) и создания практически стабильных вязко-пластичных
жидкостей в течение всего процесса в цементный раствор во всех
опытах вводили 0,4 % ССБ 50 %-ной концентрации. Время начала
схватывания затворяемых растворов при температуре 22 °C состав-
ляло 22—24 ч.
При обработке результатов было установлено, что пользоваться
материалами единичных измерений реологических параметров рас-
творов, получаемых с помощью капиллярного вискозиметра, нельзя
из-за значительного расхождения экспериментальных данных. По-
этому вся статистическая совокупность измерений г]ц и тОц была
обработана с использованием метода наименьших квадратов на
ЭВМ «Минск-22». Поскольку во всех опытах использовался цемент
одной партии с одними и теми же химическим и минералогическим
составами, а раствор обрабатывали одним и тем же реагентом, то
с достаточной степенью точности можно считать, что свойства за-
творяемого раствора в данных условиях определялись количеством
содержащейся в нем воды. Указанное допущение было положено
в основу обработки более чем 200 измерений, проведенных как
с входящими, так и с выходящими цементными растворами.
Использование ЭВМ «Минск-22» дало возможность с высокой
степенью точности обработать полученную информацию и предста-
вить функциональные зависимости т)ц = / (рц) и тц = f (рц) в виде
полиномов
1]ц = 0,97  10~9Рц — 3,76-10“6р3ц + 8,003рц + 3,12рц — 3696; (94)
тоц = 0,205-10-9рц + 0,7-10“6рц—0,24-ИГУц ^0,98рц + 763. (95)
115
Рис. 41. Зависимость пластической
вязкости и динамического напряжения
сдвига цементного раствора, обработан-
ного 0,4 % ССБ от плотности
С помощью ЭВМ опреде-
лена также теснота связи
каждого из полученных урав-
нений с экспериментальными
данными, т. е. установлена
степень сопряженности между
значениями одного и другого
признака. Степень сопряжен-
ности выражается в виде от-
влеченного числа, которое
при линейной корреляции
называется коэффициентом
корреляции г, а при криво-
линейной зависимости — ко-
эффициентом корреляцион-
ного отношения т).
Для выражения (94) коэф-
фициент корреляционного отношения ц = 0,82, а для выражения
(95) — т) = 0,50.
Пластическая вязкость раствора изменяется незначительно при
увеличении плотности рц от 1,400 до 1,700 кг/м3. Последующее
снижение количества воды в растворе и связанное с ним возраста-
ние рц до 1900 кг/м3 приводит к увеличению вязкости почти в 5 раз
(рис. 41). Изменение динамического напряжения сдвига тоц в ос-
новном пропорционально росту плотности цементного раствора.
Лишь в интервале 1800—1900 кг/м3 темп повышения величины
сдвига заметно снижается. В табл. 10 приведены реологические
параметры цементного раствора, соответствующие значениям, оп-
ределенным на ЭВМ с использованием выражений (94) и (95).
Перед каждым опытом вычисляли необходимую скорость тече-
ния жидкостей в трубах итр и кольцевом пространстве икп из вы-
ражений
3 Re*pgr]u + д/(3ReT’pgr)u)2 + 6Re^gpu<igT0u
VTn —	-------------------------
бРцЙо
3Кекп£Лц + V (ЗКецп^ц)2 + 6Ее‘п£Рц (D - 4)2т0ц
6Pu(D-d)
(96)
(97)
где d0, d — внутренний и наружный диаметры труб; D — наруж-
ный диаметр кольцевого пространства; Re*p и Re* п — обобщенное
число Рейнольдса для трубы и кольцевого пространства.
Затем устанавливали необходимую секундную подачу агрегатов
для обеспечения запланированного режима течения. В процессе
опыта фактическая скорость движения жидкостей всегда отлича-
лась от заданной. Значения параметров т]ц и тоц, установленные
после обработки всей статистической совокупности на ЭВМ
116
«Минск-22», также отличались от исходных величин. Поэтому в со-
ответствии с полученными данными по известным формулам для
Re*p и Re‘n были определены действительные режимы течения
растворов в скважине.
Коэффициент вытеснения kB и коэффициент смешения kc вы-
числяли из уравнений
kB =Уг/У ^(V — bVJ/V-,	(98)
kc = V2IV = (AV, -r AV2)IV,	(99)
где V — теоретический объем скважины в интервале подъема це-
ментного раствора; Vr — фактический объем вытесненного буро-
вого раствора из заданного интервала подъема цементного раст-
вора; V2 — объем зоны смешения вытесняемого и вытесняющего
растворов; и ДУ2 — объемы смешавшихся вытесняемого и це-
ментного растворов.
Коэффициент корреляции для выборочных наблюдений
г = [2(Х-7)(У-у)1/(п5Л).
Числитель этой формулы — сумма произведений отклонений X
и У от своих средних значений х и у. В знаменателе Sx и Sy —
средние квадратические отклонения распределения X и Y, п —
число сопоставляемых пар.
При обработке малочисленных выборок, а также при наличии
вычислительной машины коэффициент корреляции^
_SXK — (SXK/n)
Коэффициент корреляции может принимать значения от + 1 до
— 1 в зависимости от тесноты связи. При полной прямой корреля-
ции г = 4- 1, при полной обратной г = — 1. Когда корреляция
отсутствует, коэффициент близок к 0. Считается, что величина
г = 0,2-т-0,3 свидетельствует о наличии слабой, г = 0,5-н0,6 —
средней, а г = 0,8 4-0,9 — сильной (тесной) корреляции между
признаками. Когда зависимость между двумя признаками имеет
криволинейный характер, вычисляют показатель криволинейной
зависимости — коэффициент корреляционного отношения т), пред-
ставляющий собой отношение двух дисперсий: дисперсии группо-
вых средних и общей дисперсии. Из выражения, определяющего
коэффициент корреляционного отношения, можно определить, ка-
кую часть общей дисперсии результативного признака составляет
дисперсия частных средних этого признака.
Коэффициент корреляционного отношения
п =- a ./о ,
'у х ус' у’
где ayi — среднее квадратическое отклонение групповых средних;
а у — среднее квадратическое отклонение признака.
117
Коэффициент корреляционного отношения на ЭВМ «Минск-22»
определяется с помощью уравнения
„ _ . /(Pt подин У)
и!* У/ S (Y/полни   Р/) + 2 (У(ПОЛИН Р)
где У/, У и У/г,0Лин — соответственно табличное, среднее арифме-
тическое и вычисленное по полиному значения признака.
Корреляционное отношение всегда имеет положительный знак
и принимает значения от нуля до единицы. В случае прямолиней-
ной связи коэффициент корреляции (его абсолютная величина)
и корреляционное отношение равны. Если связь криволинейная,
то Т]>Г.
ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА ТЕЧЕНИЯ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА И ВОДЫ
НА КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ
ИЗ КОЛЬЦЕВОГО ПРОСТРАНСТВА
Изменения коэффициентов вытеснения воды kBB и глинистого раст-
вора kB г цементным приведены на рис. 42. Кривая 1 соответствует
функции Авв = / (Re*j и выражается полиномом третьей степени
вида
kBB =—0,54 • 10~” Иец3 + 0,4110~7Re^2— 0,73“4Re; + 0,95. (100)
Кривая 2 соответствует функции &вг = <Р (Re(J> имеющей сле-
дующий вид:
/гвг = — 0,32 • 10~wRe‘3 [ 0,16 -10 6Rе*2—0,19Rе* 0,91. (101)
Коэффициент корреляционного отношения для выражения (100)
г] = 0,74, а для выражения (101) — г) = 0,41. Из табл. 10 видно,
что и в пределах одного и того же режима течения колебания зна-
чений коэффициентов вытеснения и смешения максимальны в опы-
тах с вытеснением глинистого раствора.
Рассмотрение кривой 1 (на рис. 42), соответствующей выраже-
нию (100), показывает, что, когда в качестве вытесняемой жидко-
сти используется вода, коэффициент вытеснения ее из кольцевого
пространства при структурном режиме течения (зона /) равен 0,95,
при режиме, переходном к ламинарному (зона //), снижается до
0,91 и остается на этом уровне в зоне ламинарного режима движе-
ния (зона III). Турбулизация потока жидкости в переходной об-
ласти (зона IV) приводит к почти пропорциональному увеличению
Рис. 42. Зависимость коэффициента
вытеснения буровых растворов от
режима течения цементного рас-
твора
118
величины kB с ростом параметра Reu. Коэффициент вытеснения
достигает максимума при турбулентном режиме течения (зона V)
цементного раствора при значениях Reu > 3500. При Reu =
=•= 2300-4-3500 величина йвв плавно растет от 0,93 до 0,97.
Кривая 2 на рис. 42 определяет изменение коэффициента вы-
теснения глинистого раствора при значениях Ren < 3000. При
структурном режиме коэффициент вытеснения едва достигает 0,91.
В зоне 11 (переходной) коэффициент вытеснения интенсивно
снижается, достигая при Reu 700 величины 0,84. При Reu =
= 700-4-2300 коэффициент вытеснения растет, достигая в конце
интервала значения 0,93. Характерно, что при ламинарном режиме
I ReB = 700ч- 1200) величина /гвг = 0,84ч-0,86, тогда как при
переходном режиме увеличилась до 0,92. При турбулентном ре-
жиме течения (Re^ = 2300) коэффициент вытеснения имеет тенден-
цию к увеличению — он повышается от 0,92 до 0,93 при изменении
параметра Reu от 2300 до 3000.
Из сопоставления кривых 1 и 2 можно заключить:
процесс вытеснения жидкостей из кольцевого пространства под-
чинен строгой закономерности и может быть поставлен в зависи-
мость от величины обобщенного параметра Рейнольдса вытесняю-
щей жидкости;
коэффициент вытеснения имеет максимальные значения при
структурном и турбулентном режимах; создание турбулентного
потока предпочтительнее, так как обеспечивается более высокая
степень вытеснения по сравнению со структурным потоком; прове-
дение процесса при низких значениях Re' затруднительно вследст-
вие возможного изменения структурного режима в переходный;
абсолютная величина рассматриваемого коэффициента макси-
мальна при вытеснении воды и значительно снижается при исполь-
зовании буровых растворов.
При турбулентном режиме течения влияние динамического на-
пряжения сдвига буровых и цементных растворов проявляется
меньше, чем инерционные силы.
В большинстве работ качество цементирования скважин ста-
вится в зависимость от скорости восходящего потока цементного
раствора. Характер этого влияния показан на рис. 43. Кривая 1
характеризует вытеснение воды, а кривая 2 — бурового раствора.
Кривые 1 и 2 описываются следующими уравнениями:
kBn — 0,05пк„-|-0,21икп—0,24икп 4-0,99;	(102)
/гвг =—0,12aKrl+ 0,46t?KII — 0,45укп г0,95. (ЮЗ)
Теснота связи опытных данных, описываемых уравнением (102),
весьма высокая: -q = 0,92, тогда как для выражения (103) г| =
= 0,51, что объясняется разбросом экспериментальных данных.
119
Рис. 43. Зависимость коэффициента
вытеснения буровых растворов от
скорости течения цементного рас-
твора
Рис. 44. Зависимость коэффициента
смешения от режима вытеснения це-
ментного раствора водой
Рассмотрение кривых 1 и 2 показывает, что связь между коэффи-
циентом вытеснения и скоростью аналогична связи между коэффи-
циентом вытеснения и обобщенным параметром Рейнольдса.
На рис. 44 приведена зависимость &с = f (ReB) в диапазоне
значений ReB = 6600-н120 000. Режим течения воды в кольцевом
пространстве турбулентный, минимальная скорость ее движения
в опыте № 11 составляла 0,12 м/с, а максимальная в опыте № 38 —
2,18 м/с. Были обработаны 27 точек, полученных при проведении
опытов. Расчеты показывали, что для указанных условий турбули-
зация воды при ReB = 2300 наступала уже при скорости 0,04 м/с.
Характер представлений зависимости описывается полиномом
второй степени
kc •= 0,14 • 10-11 ReB—0,35  10"5ReB + 0,29	(104)
с коэффициентом корреляционного отношения г] = 0,49. Теснота
связи средняя. Характер изменения кривой свидетельствует о
том, что фактор смешения имеет существенное значение только при
низких скоростях течения. Повышение скорости от 0,12 до 2,16 м/с
приводит к закономерному значительному снижению коэффици-
ента смешения с 0,27 до 0,06. Очевидно, что в области турбулент-
ных потоков взаимопроникновение жидкостей невелико.
Следовательно, вода, движущаяся при высоких числах ReB,
обеспечивает эффективное вытеснение растворов в скважине и поэ-
тому должна в чистом виде или с добавлением различных ПАВ ис-
пользоваться при цементировании всех скважин и установке мо-
стов, где это допускается геолого-техническими условиями.
Установим в общем виде функциональную связь между коэффи-
циентом вытеснения и параметрами вытесняемой и вытесняющей
жидкостей. Пренебрегая влиянием ряда безразмерных параметров
(Фруда и др.), можно записать
*<).	(105)
Для кольцевого пространства
Re* =/[(£>—d), окп, р, г], т0].	(106)
120
В общем случае в течение одного опыта (D—d) и окп постоянны,
а р, Л, то различны. Таким образом, для обеспечения высокого ка-
чества цементирования скважин должно выдерживаться условие
Rer>Rei, выполнение которого возможно при соответствующем
подборе реологических параметров вытесняемой и вытесняющей
жидкостей.
Зададим условие (106) в виде
/гв = f (Re*/Re„) — f (Re'),	(107)
где
__ ,М(Р	Рг> Лг* Т-Ог]
^2 ((^ d)t 1<кп> Рц» Лц» тоц]
Принимая D—d = const и укп = const, имеем
Re*=/j(pr Т)г, т0г)//2 (рц, Т]ц» тОц).	(108)
Выражение (108) можно переписать так:
Re*-/1(pr, Пэф. гУ/2 (рц, Пэф.ц),	(Ю9)
где т]Эф — эффективная вязкость
Пэф == Л +	~	= Л Т Лт0 .	(110)
6икп
При оценке влияния соотношения реологических параметров
растворов целесообразно учитывать не действие каждого фактора
в отдельности (это потребовало бы проведения большого объема
исследований), а оценивать фактическое соотношение реологиче-
ских параметров вытесняемой и вытесняющей жидкостей по их
эффективным вязкостям, которые могут быть определены перед
началом цементирования.
Выразим уравнение (109) как
.. 1цкп (D d) Pr]/gT|a4>- г  Рг Лэф г	Р
[«кп (D — d) рц]/Щ|:,ф ц	Рч Лэф. ц	Т)эф
где
Р = Рг/рц и Лэф = Лэф. г/Пэф.ц.
Из условия (107)
Ав=/т=/(р/пэф).	ан)
В практике цементирования скважин, как правило, р С 1 и
Лэф «S 1L Возможны также и другие варианты: р > 1, т)эф > 1;
Р > 1, Лэф 1; Р 1, Пэф > 1 •
Для случая вытеснения бурового раствора водой (буферной
жидкостью, движущейся перед цементным раствором) получим
^вг = /(р,/Пэф. г),	(112)
где рг рг/рв, Лэф. г ~ Лэф. г^Лэф. В'
121
Рис. 45. Зависимость коэф-
фициента вытеснения буро-
вых растворов в кольцевом
пространстве скважины от
соотношения режимов те-
чения вытесняемой и вы-
тесняющей жидкостей)
обработкой этих данных
Это показывает, что при прочих
равных условиях вытеснение целиком
определяется параметрами вытесняемой
жидкости (бурового раствора).
Характер вытеснения буферной
жидкости (воды) цементным раствором
при тех же условиях выражается фун-
кцией
&вв =/(Пэф. в/Рв),	(113)
зависящей только от параметров це-
ментного раствора, так как в этом слу-
чае рв = рв/рц = 1/рц и Т|Эф. в =
-= Пэф. в/Пэф.ц = 1/ПэЛ.ц-
Зависимости (111) и (113) были
установлены по данным табл. 10
методом наименьших квадратов и полу-
чением уравнений регрессии на ЭВМ «Минск-22». На рис. 45 при-
ведены результаты этой обработки в виде кривой 1 для воды и кри-
вой 2 для глинистого раствора. Наибольшие значения Re* соот-
ветствуют Re* - т)Эф.ц/рц, когда вытеснялась вода, а наименьшие
Re* ^р/Лэф, когда глинистый раствор вытеснялся цементным.
Условию (ИЗ) соответствует уравнение
k,i3 0,81 • 10'9 Re*3—0,16• 1О-3 R?2 4- 0,50 • 1СГ3 Re’ + 0,91 (114)
с коэффициентом корреляционного отношения г] = 0,58, а условию
(111) — выражение
Авг 0,007 Re*3— 0,075 Re*2 + 0,250 Re* + 0,690]	(115)
с коэффициентом корреляционного отношения т] 0,75.
Рассмотрение кривых 1 и 2 на рис. 45 позволяет обнаружитЕ>
общие закономерности, которые сводятся к следующему.
1.	С увеличением Re* величина ka возрастает. Интенсивность
изменения коэффициента вытеснения для кривой 1 наиболее зна-
чительна в интервале Re* = 0—200, а для кривой 2 — в интер-
вале Re* = 0—2. В дальнейшем наблюдается незначительное уве-
личение коэффициента вытеснения, который асимптотически стре-
мится к максимальному значению.
2.	Эффективность вытеснения растворов из кольцевого про-
странства скважины зависит от режима течения вытесняемой и
вытесняющей жидкостей.
3.	Для обеспечения максимального вытеснения буровых раст-
воров в концентричном кольцевом пространстве необходимо вы-
полнение условия
Не* >2,
(И6)
122
которое справедливо при всех режимах течения жидкостей в сква-
жине.
Для проверки последнего положения из табл. 10 были выбраны
данные, относящиеся к первым трем режимам движения (струк-
турному, переходному и ламинарному), и по имеющимся точкам
построены зависимости kBr = f (р/Лэф)- Обработка данных, прове-
денная совместно с Э. Л. Рутбергом, подтвердила справедливость
настоящего вывода. Лучшее вытеснение обеспечивается при выпол-
нении равенства
__*ег	Ла 4~ TQ2 К4 dHк)/ц] Pi > 2
ReLl	Л! 4" Тщ [(de ^нк)/ц1 Р2
Однако при небольших скоростях течения (соответствующих
ламинарному режиму), это отношение, как нетрудно показать,
сводится к выполнению неравенства вида (р1т0?)/(р2т01)>2, а при
больших скоростях (соответствующих турбулентному режиму) —
(Р1Лг)/(Р1Л1)>2- Следовательно, говоря о качестве вытеснения,
необходимо знать отношения плотностей p2/pi, динамических на-
пряжений сдвига т02/т01, вязкостей л2/Л1-
Анализ данных показывает, что наилучшее вытеснение буро-
вого раствора цементным обеспечивается при условии р2/рх > 1,1
и т02/т01 > 1,5. Следовательно, можно заключить, что при турбу-
лентном режиме движения жидкостей отношение структурных вяз-
костей на процесс смешения будет влиять, если л 2^Л i 2.
КРИТЕРИИ ПОДОБИЯ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ
ОДНОЙ ЖИДКОСТИ ДРУГОЙ
Чем больше плотность р2, структурная вязкость Ла и динамиче-
ское напряжение сдвига т02 вытесняющей жидкости по сравнению
с Pi, Л1 и Toi вытесняемой, тем выше степень вытеснения1. По-
скольку с ростом величин перечисленных выше параметров увели-
чивается и градиент давления, это приводит к тому, что, чем больше
градиент давления (Ар/Z)2 вытесняющей жидкости по сравнению
с вытесняемой, тем выше должен быть коэффициент вытеснения kB.
Следовательно, можно ожидать, что между kB и отношением
(Ар! 1)2/(Ар/1)j = XaPjj/XjP! должна существовать функциональная
связь, т. е.
kB -Жр2Д1Р1).	(117)
По физическому смыслу выражение (^-aPa/^iPi) — отношение
касательных напряжений т на стенках канала со стороны вытес-
няющей жидкости к касательным напряжениям на стенке канала
со стороны вытесняемой. С помощью зависимости Л. С. Лейбензона
можно записать т = Хг2р/8.
1 Далее индекс 1 соответствует параметрам вытесняемой жидкости, ин-
декс 2 — вытесняющей.
123
Рис. 46. Зависимость коэффициента вытеснения kB от критерия Р/:
1 — вытеснение воды цементным раствором; 2 — вытеснение бурового раствора буровым
= Pi); 3 — вытеснение цементного и бурового растворов буровы.м (pt -•=	/ — вы-
теснение буровым или цементным раствором бурового (р , г-р J
Для удобства соотношение величин касательных напряжений
ниже обозначено Pf. Чтобы установить вид функциональной связи
между величинами kB и Pf, совместно с Р. Ф. Ухановым и другими
исследователями были проведены специальные промысловые ис-
пытания в экспериментальной скважине. В скважину закачивали
расчетное количество цементного раствора, а в ряде случаев —
утяжеленный буровой раствор. Затем продавливали и полностью
вытесняли закачанный раствор буровым.
Таким образом, в процессе одного опыта получили данные по
вытеснению двух жидкостей: бурового раствора цементным и це-
ментного тем же буровым при одном и том же режиме закачки и
продавки. Разница между этими двумя опытами была лишь в том,
что вытесняемая и вытесняющая жидкости менялись местами. Кон-
троль в процессе опытов велся с помощью одной станции контроля
цементирования СКЦ-2М. Она позволяла учитывать объемы за-
качанных в скважину и вытесненных из нее жидкостей и их сме-
сей по величине плотностей.
В процессе каждого опыта постоянно проверяли показания при-
боров: с помощью ареометра контролировали работу плотномера,
а объемным способом выявляли правильность показаний расходо-
мера и интегратора станции. Обвязка цементировочных агрегатов
с манифольдом СКЦ-2М при необходимости позволяла вести кон-
троль за плотностями не только закачиваемых в скважину, но и
выходящих из нее цементных и буровых растворов, что значительно
повышало точность опытов.
При изучении процессов вытеснения жидкостей с одинаковыми
плотностями объемы закачанных и вытесненных жидкостей кон-
тролировали по разности электропроводимостей растворов. Послед-
нее достигалось различной химической обработкой вытесняемой
и вытесняющей жидкостей. На входе в сливную емкость был уста-
новлен специальный цилиндр с электродами (переменный ток).
124
Электропроводимость записывалась с помощью регистрирующего
миллиамперметра Н-352. Было проведено более 60 опытов.
На рис. 46 приведена графическая зависимость ka (Pf), по-
строенная в результате обработки с помощью ЭВМ эксперимен-
тальных данных методом наименьших квадратов. На график на-
несены данные, характеризующие коэффициенты вытеснения как
цементного kBll, так и глинистого растворов kBr.
Учитывая, что в опытах вытеснение происходило не только из
затрубного пространства, но и из труб, при определении А вели-
чину Re* для каждой жидкости вычисляли как средневзвешенную
по времени вытеснения из труб /тр и из затрубного пространства
/затр, т. е.
Re’=fRe’r + Re’ t \/{t -\-t' i, (118)
где Re’p и Re* —• критерий Рейнольдса для жидкости при те-
чении соответственно в трубах и затрубном пространстве.
Анализ данных позволил сделать вывод об отсутствии явного
гравитационного влияния на функциональные связи kBV = (Pf)
и = (Д/), поскольку вытеснение велось как при положительной,
так и при отрицательной разнице плотностей. На график (рис. 46)
нанесены также точки, характеризующие процесс последователь-
ного течения жидкостей, имеющих одинаковые плотности. Не-
смотря на более низкие значения kB в последнем случае, прояв-
ляется очевидная зависимость kB = (Pf).
Как видно из рис. 46, значения А’„г и kBIl равномерно распреде-
лены между собой. Найденная функциональная зависимость ко-
эффициента вытеснения от критерия Pf имеет следующий вид:
kB^- 0,88 +0,017Pf — 0.006R2.	(119)
Разброс точек в левой части графика можно объяснить тем,
что именно при низких значениях Pf образовались большие зоны
смешения с плавно меняющимися концентрациями одной жидко-
сти в другой. С ростом критерия Р/ коэффициент kB увеличивается,
а максимальное значение его составляет 0,99 при Pf =-- 13,3.
Проведем более детальный анализ критерия Pf для выявления
путем его увеличения при различных режимах течения вытесняю-
щей и вытесняемой жидкости. Для этого представим значение Pf
в виде
= А2 (Re^'p^! (Re*pp,,
где Alt А2, п1, п2 — цифровые значения из известных формул для
определения коэффициента А, представленные в общем виде и за-
висящие от режима течения и формы канала.
В табл. 11 значения Pf представлены в развернутом виде для
случаев последовательного движения жидкостей при различных
и одинаковых режимах течения. Критерий Re* выражен через па-
раметры жидкостей (ц* = т] + (т0Ог./6о) —• кажущаяся вязкость
жидкости).
125
ТАБЛИЦА И
Критерий Р/	Режим течения жидкости	
	вытесняющей	вытесняемой
пХ	Структурный	Структурный
Й2 Л -2		Турбулентный
(щ )7“ (р^г)7’ А 1 42(р2и2°Г),/“ (Я’)'/Н	Турбулентный	
		Структурный
		
(P2/Pi) (йХ)7”	»	Турбулентный
На основании выражений, приведенных в табл. 11, можно сде-
лать следующие выводы.
1.	Чем больше величина кажущейся вязкости вытесняющей
жидкости по сравнению с вытесняемой, а следовательно, чем больше
динамическое напряжение сдвига т0 и структурная вязкость ц вы-
тесняющей жидкости, тем больше величина Pf и коэффициент вы-
теснения при условии, что обе жидкости движутся при структурном
режиме. Соотношение плотностей жидкостей при указанных ус-
ловиях течения не влияет на коэффициент вытеснения1.
Анализ соотношения показывает, что с увеличением и
на процесс вытеснения больше влияет отношение i] 2/т] ь чем т02/т01,
а при небольших скоростях наоборот. С уменьшением и и величины
зазора кольцевого пространства коэффициент может возрасти
при увеличении отношения tij/tIj.
2.	Если вытесняющая жидкость течет при структурном режиме,
а вытесняемая — при турбулентном, то степень вытеснения можно
повысить, увеличив вязкость вытесняющей жидкости, снизив плот-
ность вытесняемой, а также уменьшив скорость течения. Измене-
ние вязкости вытесняемой жидкости существенно не влияет на про-
цесс вытеснения. Условия для вытеснения улучшаются с умень-
шением Dr.
3.	Если режим течения вытесняющей жидкости турбулентный,
а вытесняемой — структурный, то степень вытеснения можно по-
высить в основном увеличением плотности вытесняющей жидкости
и уменьшением вязкости вытесняемой. Повышение скорости те-
чения и величины Dr также способствует улучшению вытеснения.
4.	Из сопоставления условий вытеснения во втором и третьем
случаях следует, что вытеснение во втором случае более эффек-
1 Косвенное влияние плотностей имеется, поскольку, как правило, росту
пластической вязкости жидкости соответствует увеличение ее плотности (см.,
например, [4]).
126
тивно, поскольку на величину Pf
больше влияют не только параметры
жидкостей, но и отношение Аг/Аг.
Во втором случае это отношение
значительно больше.
5.	Если режим течения обеих
жидкостей турбулентный, то основное
действие на рост коэффициента вы-
теснения оказывает увеличение отно-
шения плотностей вытесняющей и
Рис. 47. Зависимость коэффи-
циента вытеснения от разно-
сти плотностей вытесняющей
и вытесняемой жидкостей
вытесняемой жидкостей. Отношение
кажущихся вязкостей не влияет су-
щественно на величину kn.
Проведенные в эксперименталь-
ной скважине работы позволили
отобрать те опыты, у которых значения эффективных вязкостей
указанных растворов были равны или незначительно отличались
друг от друга. В результате было выделено 14 точек. Функцио-
нальная связь ka f (Др) была получена после обработки их ме-
тодом наименьших квадратов на ЭВМ «Наири» и выражается по-
линомом первой степени
/г„ 3,7-10~5Др ф 0,861.
(120)
Рассмотрение уравнения (120) и его графического изображе-
ния (рис. 47) показывает, что разность плотностей растворов не
является определяющим фактором при цементировании скважин,
так как заметно не влияет на изменение полноты вытеснения жидко-
стей из кольцевого пространства. Так, увеличение Др с 300 до
600 кг/м3 приводит к росту коэффициента вытеснения всего на 0,01
ПРИЛОЖЕНИЕ ТЕОРИИ ВИХРЕЙ К ПРОЦЕССАМ
ВЫТЕСНЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ
Согласно теории вытеснения, полное замещение одной жидкости
другой в случае ламинарного (структурного) течения обеих жидко-
стей возможно лишь через бесконечно большой промежуток вре-
мени1. Это объясняется тем, что скорости течения около стенок и
в непосредственной близости к ним весьма малы и близки к нулю,
в то время как в центральной части потока они достаточно велики.
Обеспечение турбулентного режима течения при вытеснении —
благоприятный фактор скорейшего и более полного удаления гли-
нистого раствора и размыва корки. Это связано с интенсивным
массообменом в процессе продавки цементного раствора, обуслов-
ленным наличием в потоке вихрей. Вполне естественно возникает
необходимость изучения возможностей генерирования вихрей в по-
1 Выполнено совместно с Р. Ф. Ухановым.
127
токе, когда критерий Рейнольдса меньше критического, а также
установления закономерностей перемещения вихрей в потоке. До-
стижение турбулизации цементного раствора лишь в результате
увеличения скорости течения пока весьма затруднительно. В по-
токе необходимо создавать условия для образования вихрей.
Согласно теории вихревого движения (В. В. Кафаров), для воз-
никновения вихрей необходимо наличие в потоке поверхностей
раздела с разными значениями энергии струй и градиент dH/dr 0.
Эти поверхности раздела существуют в реальных жидкостях. Из-
менение их формы вызывает рост градиента скоростей в одних ме-
стах и возникновение вихрей и уменьшение градиента в других.
В процессе вытеснения жидкостей в скважине всегда образуются
поверхности раздела с повышенной разностью градиента dH/dr.
Рядом оказываются два движущихся вдоль поверхности контакта
слоя жидкости, имеющие различные свойства.
Одним из важных факторов, способствующих вихреобразова-
нию, является повышение градиента dH/dr механическим путем
(движение обсадной колонны, использование специальных турбу-
лизаторов, присутствие в кольцевом зазоре муфт, неровности на
стенках скважины). Однако необходимо экспериментальное уточ-
нение данного вопроса, так как буровой раствор может остаться
невытесненным вблизи неровностей колонны.
Так как жидкости движутся вдоль скважины, а муфты распо-
ложены поперек ее, можно полагать, что основная масса вихрей
будет представлена вихревыми кольцами, другая часть — вихре-
выми трубками, оканчивающимися лишь на стенках кольцевого
зазора. Последнее обстоятельство особенно важно при переносе
от стенок остатков бурового раствора, поскольку в центральной
части вихря создается пониженное давление, обусловливающее воз-
никновение отсасывающего эффекта.
Возникновению вихрей в процессе вытеснения способствуют
поверхности последовательно текущих жидкостей с различным
натяжением о. В этом случае возникновение вихрей на поверхно-
сти контакта обусловлено наличием концентрационных и темпера-
турных градиентов в местах соприкосновения фаз. Турбулизацию
в местах контакта несмешивающихся жидкостей с различными о
наблюдали многие исследователи. Наличие диффузии через поверх-
ность ведет к тому, что концентрация вытесняющей жидкости и вы-
тесняемой у поверхности раздела может оказаться различной, а это
ведет к местным изменениям поверхностного натяжения и, как
следствие, к нестабильности поверхности и возникновению вихрей.
Следовательно, изменяя величину о глинистого или цементного
раствора для увеличения межфазного натяжения на поверхности
их контакта, можно обеспечить интенсивное вихреобразование и
быстрый смыв остатков глинистого раствора со стенок скважины.
128
ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗМЕРО8 ЗАСТОЙНОЙ ЗОНЫ
Застойные зоны бурового раствора значительно затрудняют равно-
мерное размещение цементного раствора за колонной.
М. П. Гулизаде, Ф. А. Шивалиев и другие исследователи рас-
смотрели частные случаи течения, когда трубы касаются стенок
скважины. Из результатов их работ следует, что размер застойной
зоны не зависит от свойств бурового раствора и перепада давления.
Если исходить из теоретических предпосылок указанных авторов,
то застойная зона на контакте с жидкостью имеет форму окруж-
ности, касающейся одновременно обеих стенок кольцевого зазора
(рис. 48).
Рассмотрим общий случай 181, когда труба смещена относи-
тельно оси скважины на величину 0'0 = а (рис. 48). Условие су-
ществования застойной зоны (на рис. 48 заштрихована) в период
от начала течения до стабилизации гидравлического радиуса экс-
центричного канала запишется в виде
Ap's,; ,	(121)
где Ар' — перепад давления на эксцентричном участке; S,',, S»
и Si — текущие площади соответственно поперечного сечения эта
стойкой зоны, соприкосновения потока с застойной зоной, контакта
застойной зоны с твердыми стенками; (ф — статическое напряжение
сдвига глинистого раствора в застойной зоне.
При постоянной подаче жидкости, после того как установится
течение, застойная зона при определенном О, будет иметь постоян-
ные размеры, а следовательно, конечные значения S„, ST, Зж и
угол <р3. В результате выражение (121) может быть представлено
как
ДрД5п । 5Ж--3Т ().	(122)
Принимая за отправное уравнение (122), определив площади
ST, 5Ж и S,, с помощью геометрических построений, получим урав-
нение
~ДД | ‘Р: —	-r п а) ~(1 --1 'т\ (1 — г .J "'п <р |
- 21Ф- -I-	(ф,  *) | А 2г0 (л - - а) 0,	(123)
где
а.. . 2 arctg /----------------\; 7U	-_ -± ;
т -| I	т sin а т
I -----------cos (| :1 I
\ а (т — I)	/
/ — длина эксцентричного участка; т = R2IRi, а—a/(R2—RL).
Решение уравнения (123) па ЭВМ с использованием метода де-
ления отрезка пополам проведено относительно <р3 и площади за-
стойной зоны S„ == 5и/[л (/?)—/?(|] в функции от безразмерной
5 Заказ № 485
129
Рис. 48. Расчетная схема распо-
ложения застойной зоны в труб-
ном пространстве скважины
величины А = (ДрТ?2)/(02/) при
различных фиксированных т и а.
Графики зависимостей приведены
на рис. 49. Из их анализа можно
сделать следующие выводы.
1.	С увеличением А.р/1, и
уменьшением 0( величины <р3 и
уменьшаются, причем наиболее
значительное снижение их проис-
ходит при увеличении А в интер-
вале от 10 до 120—150.
Так как величина 0, при от-
сутствии движения глинистого ра-
створа в скважине может во вре-
мени значительно возрасти, и осо-
бенно в условиях высоких темпе-
ратур, то в зависимости от этого
угол фз может стать весьма большим. Повышение градиента дав-
ления при структурном режиме течения может быть достигнуто
в основном за счет увеличения вязкости г] и динамического напря-
жения сдвига т0 бурового раствора, а при турбулентном — в ре-
зультате увеличения скорости и плотности движущейся в кольце-
вом пространстве жидкости.
2.	Поскольку изменение параметров текущей в эксцентричном
кольцевом зазоре жидкости может значительно повлиять на вели-
чину Др, при цементировании можно за счет изменения р, ц, т0
цементного раствора добиться максимального разрушения застой-
ной зоны.
3.	При значениях а = 1, т. е. когда колонна касается стенок
скважины, разрушить застойную зону гидравлическим путем прак-
Рис. 49. Графики зависимостей:
а — фэ = f (Л); б - sn == f (Л); / - 1/т = 0,5; 2 — 1/т	0,7', 3 -- 1/т =. 0 ,9-, сплош-
ные линии а 1; пунктирные линии а = 0,9
130
тически невозможно. В этом случае наиболее эффективным средст-
вом может явиться движение и вращение колонны. При а<_ 1 в оп-
ределенных условиях застойная зона полностью разрушается и
тем легче, чем меньше а.
4.	Увеличение /и, а следовательно, при фиксировании радиуса
скважины рост размеров кольцевого зазора ведут к резкому умень-
шению угла <р3, особенно при малых значениях параметра А, а
в ряде случаев даже к полному исчезновению застойной зоны.
5.	Если плотность движущейся в кольцевом зазоре жидкости
увеличивать, то на застойную зону станут дополнительно действо-
вать силы гравитации. В этом случае
А \(Ьр/1) + (pi —р2) созф] (/?.2/0J,
где рц р2 — плотности соответственно жидкости, движущейся в
кольцевом пространстве, и жидкости, находящейся в застойной
зоне; ф — угол наклона рассматриваемого участка скважины к вер-
тикали.
Следовательно, условие pj—р2>0 в принципе положительный
фактор для повышения качества цементирования. Чем меньше ве-
личина Ар/1 по сравнению с разностью рх—р2, что возможно при
малых расходах жидкостей, тем выше влияние на разрушение за-
стойной зоны гравитационного фактора.
6.	Приведенные на рис. 49 графики позволяют установить ве-
личину застойных зоп и наметить конкретные меры для их устра-
нения. Для этого необходимо предварительно найти величину
Ар/l в эксцентричном кольцевом пространстве или по расчетным
зависимостям, или вычитая из общих фактических потерь в
скважине гидравлические сопротивления в трубах, определяемые
по справочникам.
При заданных величинах RJR а и а можно найти параметр А,
а затем при известных R., и 0, рассчитать необходимый для исклю-
чения образования застойной зоны градиент давления. Эксцентри-
ситет а должен приниматься в расчетах с учетом центрирующей
способности фонарей.
С целью проверки зависимости (123) на экспериментальной
установке были проведены испытания по следующей методике.
При эксцентриситете внутренних труб а ~ 0,7 после предваритель'
ного 10-мин оставления в покое бурового раствора постепенно^
ступенчато (через 2 мин) увеличивали расход жидкости с одновре-
менным замером перепада давления в кольце.вом пространстве.
При определенной величине перепада давления застойная зона
исчезла (наблюдения вели визуально). Результаты экспериментов
показали, что с точностью до 10 % прогнозируемый перепад дав-
ления совпадал с перепадом давления, при котором застойная зона
полностью размывалась.
Анализ теоретических работ показал, что в процессе движения
жидкостей без разделительной пробки в трубах формируется по-
5»	131
верхность раздела определенной длины. Эта длина связана с рас-
ходом жидкостей, их характеристикой, длиной труб и т. д. Смесь
цементного и бурового растворов с применением разделительных
пробок начнет образовываться с начала выхода цементного раст-
вора в затрубное пространство до полного вытеснения бурового
раствора. Так как колонна обсадных труб заканчивается устройст-
вом, уменьшающим ее внутренний диаметр (стоп-кольцо, диффе-
ренциальный, обратный и другие клапаны), всегда образуется
объем бурового раствора, в продоль-
Рис. 50. Зависимость безраз-
мерной иысоты вытеснения за
колонну бурового раствора,
увлеченного продавочной
пробкой, от безразмерной
толщины пленки в трубах при
/?в-
ном сечении представляющий собой
два прямоугольных треугольника
(М. Н. Махмудов). Для его полного
вымыва, как показали работы, про-
веденные во ВНИИКРнефти, тре-
буется несколько объемов обсадной
колонны цементного раствора или
буферной жидкости.
Отсутствие разделительной пробки
между цементным и буровым раство-
рами, а также между буферной жидко-
стью и цементным и буровым раство-
рами приводит к значительному пере-
мешиванию больших объемов раство-
ров, изменяет их технологические
свойства и может значительно сни-
зить качество цементировочных ра-
бот.
Другим существенным техноло-
гическим недостатком при отсутствии
нижней разделительной пробки яв-
/ - и, 2 _ 11); j _ |,5; 41,7; ляется возможность значительного
5 ~ 1/1	загрязнения цементного раствора ос-
татками бурового, который не успе-
вает сразу вымыться цементным раствором, но может быть удален
разделительной пробкой.
Определим количество бурового раствора, остающегося на внут-
ренних стенках обсадной колонны внутренним радиусом 7?п и дли-
ной I. Если средняя толщина слоя бурового раствора внутри труб
составляет А, то можно определить высоту /гх, которую он займет
за трубами в призабойной зоне после вытеснения
- —г.—------
Я^-26//?,,
2.М
Ruhc
(124)
где б — толщина стенки трубы; Rc — радиус скважины.
При выводе зависимости исходили из того, что часть вытесняе-
мого продавочной пробкой бурового раствора разместится в колонне
в интервале hc ниже стоп-кольца, а остальная часть вытеснится
в затрубное пространство.
Г32
На рис. 50 приведены графики зависимости hxlhc == f (RJRB,
Д//?„) при I = 1000 м, hc = 20 м.
Если принять толщину оставшегося на трубах бурового рас-
твора равной 2 мм, то за колонной диаметром 146 мм высота столба
бурового раствора, как следует из рис. 50, при значениях RC/RB =
1,3 превысит величину hc более чем в 3,5 раза, а при RC/RB --
—1,1 — более чем в 10 раз.
Приведенные данные занижены, поскольку в расчетах по фор-
муле (124) величиной 26/7? а пренебрегли, а длина I колонны на
практике бывает значительно больше. Из сказанного следует, что
необходимо применять нижнюю разделительную цементировоч-
ную пробку.
УСТАНОВЛЕНИЕ РАЗМЕРОВ ЗОН СМЕШЕНИЯ БУРОВЫХ
И ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
Размеры (и объемы) зон смешения буровых и цементных растворов
можно определить непосредственно при цементировании и уста-
новке мостов (когда цементный раствор выходит на устье) и рас-
четным путем с определенными допущениями [7].
Понятие зоны смешения растворов несколько неопределенно,
так как смесь может характеризоваться самыми различными со-
отношениями компонентов. Очевидно, в понятие смеси растворов
не могут быть введены оставшиеся, «мертвые», «защемленные»
объемы бурового (глинистого) раствора. Однако такие участки
имеются: в местах близкого расположения обсадной колонны к
стенкам скважины буровой раствор или не вытесняется вообще
(скорость его перемещения равна нулю), или вытесняется цемент-
ным со скоростью, значительно меньшей, чем в широкой части за-
колонного пространства. Поэтому для обеспечения подъема цемент-
ного раствора до заданной высоты необходимо прокачивать боль-
шие его объемы (в широкой части цементный раствор поднимется
на значительно большую высоту) либо изменять режим движения.
С целью определения объемов зон смешения при цементировании
кондукторов были проведены промысловые эксперименты. Заме-
ряли объемы закачиЕ1аемых в скважину растворов, а также плот-
ность и растекаемость после выхода их из скважины. Консистен-
ция растворов в зоне: смешения изменялась как в осевом, так и в
радиальном направлениях.
На основе изучения процесса смешения растворов (без приме-
нения буферной жидкости) выявлены следующие закономерности:
зона смешения начинается загустевшим буровым раствором прак-
тически без изменения его плотности, в дальнейшем плотность
смеси сначала снижается, а затем повышается, раствор сильно за-
густевает (растекаемость 8—10 см по конусу АзНИИ). С некото-
рого момента подвижность зоны смешения увеличивается, одно-
временно растет плотность. При смешении закачиваемых в сква-
жину растворов во всех случаях давление на устье повышается
133
в 1,4—1,8 раза по сравнению с расчетным, полученным с учетом
фактических реологических параметров.
Попытаемся оценить приближенно размеры зоны смешения на
основании эпюр распределения скорости растворов при ламинар-
ном режиме движения в трубе с учетом концентрации бурового
и цементного растворов в поперечных сечениях выходящей из
затрубного пространства смеси этих растворов.
А. X. Мирзаджанзаде, А. А. Аббасовым, А. Ф. Касимовым и дру-
гими рассмотрено вытеснение из скважины одного несмешиваю-
щегося раствора с другим. Уравнение распределения скоростей v
по сечению трубы длиной I для бингамовских жидкостей имеет сле-
дующий вид:
v = -Pi-P^Pg-г2) ——/-),	(125)
где R, г — радиусы трубы и ядра раствора.
Решая задачу — систему двух таких уравнений совместно для
рассматриваемых жидкостей, можно найти уравнение поверхности
раздела двух растворов, подчиняющихся уравнению Шведова—
Бингама. В наиболее развернутом виде задача движения раствора
в круглой трубе решена М. Н. Махмудовым. Ввиду сложности ма-
тематических выкладок А. А. Аббасов и А. Ф. Касимов решили
эту задачу упрощенно без учета различия свойств перекачиваемых
растворов. Ими не учтено, что буровой и особенно цементный раст-
воры относятся к изменяющим во времени свои свойства жидко-
стям. Выведенные формулы не учитывают также вихревого пере-
мешивания растворов во время их течения при переходе ламинар-
ного режима в турбулентный и изменений вследствие местных ко-
лебаний диаметра трубопровода.
Путем математических преобразований можно перейти от урав-
нения линии раздела двух жидкостей к концентрации цементного
и бурового растворов в затрубном пространстве. Тогда по замерам
концентрации выходящей из скважины смеси растворов можно
построить кривую, характеризующую размеры реальной зоны сме-
шения.
Интегрируя уравнение (125) при z=UL (z—приведенная
длина) и переходя к безразмерным параметрам, получим уравнение
линии раздела при движении двух вязко-пластичных жидкостей
Z 1 +14i[l-F2-2F0(i-F0)]/;	(126)
4
где
i - (А—P2)/pg/; г = (2r0Z)/(pi—р2 к pg/);
r0 — приведенный радиус ядра.
134
Рис.'51. Схема границ концентрации бурового и цемент-
ного растворов
Если в скважине физико-механические свойства растворов при-
нимаются одинаковыми, то формула (126) приводится к виду
2	Н-4(1 -г2 - 270(1 -7)]/7	(127)
4
где а == 1/L — характеризует проскальзывание вытесняющей жид-
кости у стенки; г = r/R — приведенный радиус.
Из выражения (127) при z = 1 и г = г0 определим время по-
ступления цементного раствора в затрубное пространство
t[4(1 -a)]/[t(l -г0)1-	(128)
В соответствии с уравнением (127) построим кривую изменения
концентрации по длине трубопровода, т. е. найдем зависимость
с = f (z). Для этого покажем, что с пропорциональна квадрату
приведенного радиуса.
Концентрация в сечении АА± (рис. 51)
д7-И, VА А,13,13
Следует иметь в виду, что при Az -> 0, Аг —О
vcr пг> ~ лЛ + М-------------— л (г — Аг2)/!=--—Л-|- — лг2Аг —
С С , LJ D |	3	4	'	Q	1 q
— — лг2/г -у — лг/г-----— л/zAz2 — — лДг [г2 + 2 (г — Аг) г],
з з	з	з	'
vа а,в,ь ~ zvR^-Az, R2 1 .
Отсюда
лДг [г2-|-2 (г—Аг) г) -
с Inn------------------------г1.
ЗлДг
т. е. концентрация в сечении АА} пропорциональна квадрату при-
веденного радиуса.
135
Рис. 52. Расчетные (/и 2) и факти-
ческие (/' и 2') кривые концентра-
ций при смешении бурового и це-
ментного растворов:
у _ скв. 5 Русский Хутор; 2, 2' -
скв. 84 Колодезная
Подставляя уравнение (128
в выражение (127) и учитывая,
что при z = 1 концентрация с=
= /"о, а при z — а величина с =
= 1, получим
(г — a) (l — Гц)
1 — а
И --Р -2>0( 1 —г) .
Обозначив а = (1—/о)/(1 —
—а), получим
г2 — 2гог -г 2г0 ф- аг—аа — 1	0.
Пусть 2г0—1—аа = Ь, тог-
да г2—2ror + b + аг =-- 0.
Решая квадратное уравнение, находим
с = г2 = 2г0 2г0 д/г2±(й +az) + [b-i--az).	(130)
Формула (130) представляет собой закон распределения кон-
центрации растворов по длине трубопровода. Практически изме-
нение концентрации раствора замеряют на устье скважины. В рас-
четах с известными допущениями затрубное пространство можно
рассматривать как трубу диаметром d3 = dc — dT, где dc — диа-
метр скважины, dr — диаметр трубы.
Движение точки происходит по трубе диаметром
4Р = V+ £l}!2L	U2^-d\}/2
со средней скоростью
‘-'ср (^затр*~^затр)/^ср*
Путь, пройденный точкой на эпюре концентрации, равен 2L
(где L — глубина скважины).
При расчетах были обработаны фактические данные, получен-
ные при промысловых замерах зоны смешения в скв. 120 Расше-
ватская, скв. 3 Правокумская, скв. 84 Колодезная, скв. 5 Русский
Хутор. На рис. 52 приведены кривые распределения концентраций,
построенные с учетом данных, полученных А. А. Аббасовым. При-
веденная координата г для практических замеров рассчитывалась
по средней скорости ц,(, на тот момент, когда началось изменение
плотности смеси на устье скважины.
Как видно из рис. 52, кривые 1 и 2 (по двум скважинам) прак-
тически совпадают с кривыми соответственно Г и 2'. Задаваясь
концентрацией цементного раствора, на кривых 1 и 2 находим зна-
136
чение 2. Длина зоны смещения с учетом принятых условий запи-
шется в виде
L.3C 2Д|(]1 (1 -~z|.
(131)
Так как при практических замерах концентрация цементного
раствора в глинистом изменялась в пределах 0—70 %, зону сме-
шения, рассчитанную по формуле (131), брали в тех же пределах
концентраций.
Учитывая, что при турбулентном режиме течения процесс пе-
ремешивания растворов аналогичен диффузии, L3. с можно ориен-
тировочно определить по уравнению турбулентной диффузии.
Движущиеся жидкости образуют смесь в результате внедрения
одной в другую без перемешивания, обусловленного неодинако-
выми скоростями слоев по сечению потока, при перемешивании
жидкостей вследствие возникновения вихрей на поверхности кон-
такта при течении и за счет естественной диффузии. Процесс смесе-
образования при турбулентном режиме рассматривается с учетом
того, что внедрение одной жидкости в другую вследствие неодина-
ковых скоростей по сечению потока отсутствует. Кроме того, ко-
эффициент турбулентной диффузии постоянен в значительной об-
ласти поперечного сечения трубы, поэтому можно пользоваться
усредненной по радиусу величиной D3. Дисперсия растворенного
вещества в турбулентном потоке описывается уравнением
Уравнение (132) можно использовать при рассмотрении пере-
мешивания жидкостей, движущихся одна за другой в турбулент-
ном потоке. При этом, если xL = х—vt, уравнение (132) преобра-
зуется к виду
дс	d2c
dt 3 dx^
(1 33)
Здесь Xj — продольная координата точки на поверхности кон-
такта, измеряемая относительно осей, движущихся со средней
скоростью V.
Данное уравнение составлено в предположении, что изменение
концентрации — непрерывная функция координаты расстояния.
Концентрация и скорость в данном сечении постоянны, а коэффи-
циент £)э не зависит от концентрации и не изменяется по длине и
сечению потока. Таким образом, под D3 подразумевается некото-
рый эффективный коэффициент, отличный от коэффициентов моле-
кулярного и турбулентного переноса [20].
Для определения коэффициента D3 совместно с А. Г. Аветисо-
вым и Э. Л. Рутбергом был применен метод Тейлора (модель осе-
вой диффузии), при реализации которого кривая изменения кон-
центрации заменяется прямоугольником.
137
Экспериментальные исследования, проведенные А. Тейлором
для ньютоновских жидкостей, показали, что коэффициент турбу-
лентной диффузии можно определить по формулам
D3 х2/(4 In 20	(134)
и
10.1.	<135)
где Д — радиус трубы; у* — динамическая скорость.
Для проверки возможности применения уравнений (134) и (135)
к определению коэффициентов D3, в частности при смешении бу-
рового и цементного растворов, были проведены исследования на
модели [7]. При этом использовалась установка, моделирующая
режим течения в 146-мм трубе. Физико-химические свойства бу-
рового и цементного растворов при расчетных числах Рейнольдса
в области турбулентности (3—7) -103 принимались идентичными.
Параметры модели рассчитывали из условия равенства крите-
риев Рейнольдса ReN = Кем (где N — индекс натуры; М — ин-
декс модели)
(рмДмум)/т1м : (Pn^№n)/'4n-	(136)
Рассчитанная для модели скорость vM — 3,6 м/с. При этой
скорости обеспечивался турбулентный режим в рассматриваемых
точках. При переходе к турбулентному режиму
г/кр- с (Не) д/т0/р,
где с (Не) = 129,8 Не''''1"; Не = т0рс(м/г]2.
Зависимость с = с (Не) была построена по данным А. X. Мир-
заджанзаде. Модель [7 ] представляет собой горизонтальную трубу
(рис. 53) диаметром 18 мм и длиной 9 м, по которой с помощью цен-
тробежного насоса 3 прокачивают буровой раствор со скоростью,
обеспечивающей турбулентный режим течения. Клапан 2, вмонти-
рованный в трубу, позволяет за 20 мс вводить в поток бурового
раствора порцию цементного, циркулирующего в свою очередь
по замкнутому циклу.
Порция введенного цементного раствора подхватывается по-
током бурового и происходит их смешение. Для контроля за ин-
тенсивностью смешения в электродных датчиках 7, 8, 9 замеряется
концентрация цементного раствора по методу сравнения электро-
проводностей чистых компонентов и их смесей.
Для изменения электропроводности цементныйг раствор обра-
батывали 7 %-ной NaCl. Сигнал изменения электропроводности
через калиброванный усилитель мощности подавался на шлейфо-
вый осциллограф и фиксировался на осциллограмме, где, кроме
того, записывались отметки времени и время ввода цементного рас-
твора в поток глинистого.
138
Рис. 53. Схема установки для исследования коэффициента турбулентной
диффузии при смешении бурового и цементного растворов:
] - - труба стальная; 2 . клапан; <4, 5 -. центробежные насосы; 7 — трехходовой клапан;
ь - контакты для регистрации времени переключения клашнкц 4 4 9— электридные
датчики', 10 — vch аи-ч'яь мс щкостн1, II - шлейфный осциллограф’, 12 . гальванометр;
/J — электрический мост; !. 15, 16 -- емкости соответственно дмя цементного раствора ,
воды и бурового раствора
На рис. 54 приведен пример полученной и расшифрованной
диаграммы. Располагая тарировочной зависимостью с == f (А) (где
с — концентрация цементного раствора в буровом, А — ампли-
туда луча осциллографа), путем пересчета находили с =-- f (/).
Запись на ленте осциллографе проводилась во времени на трех
электродах. Четкое распределение концентрации отмечено на /
и II электродах. Всего было проведено 15 опытов.
При расшифровке осциллограмм исходили из того, что точка
на кривой распределения концентрации, соответствующая вре-
мени, за которое она, двигаясь со средней скоростью, прошла рас-
стояние х, соответствует мо-
менту, при котором концентра-
ция в точке х максимальная.
Средняя скорость потока
в трубе v не может быть мень-
ше половины максимальной,
следовательно, точка кривой,
концентрация в которой состав-
ляет не меньше половины мак-
симальной, соответствует кон-
центрации потока в точке, дви-
гающейся со средней скоро-
стью V.
Рис. 54. График изменения концен-
трации бурового и цементного рас-
творов в зоне смешения при турбу-
лентном режиме течения
139
ТАБЛИЦА 12
I электрод		п	электрод
Концентрация		Концентрация	
с-10"2. %	В ремя i  10J, с	с-10“2 . %	В ремя t -1 (Г-, с
0,033	0,0	0,02	0,0
0,084	0,6	0,043	3,8
0,177	1,2	0,06	7,7
0,270	1,8	0,088	11,5
0,344	2,4	0,104	15,4
0,384	3,0	0,110	19,2
0,384	3,6	0,108	23,1
0,372	4,2	0,105	26,9
0,348	4,8	0,099	30,8
0,315	5,4	0,090	34,6
0,277	6,0	0,082	38,5
0,234	6,6	0,073	42,3
0,198	7,2	0,060	46,2
0,159	7,8	0,058	50,0
0,126	8,4	0,034	63,9
0,108	9,0	0,017	57,6
0,096	9,6	0,009	61,6
Задача опыта сводится к измерению времени I, соответствующего
точкам максимальной концентрации, и tlt соответствующего точ-
кам, в которых концентрация составляет больше половины. При
этом А] 2 vtl/2 (где 2х, 2—‘расстояние между двумя точками
на кривой, описывающей изменение концентрации во времени,
в которых концентрация превышает половину максимальной). Под-
ставляя значение х12 в выражение (134), можно найти
Оэ 1ц2/?)/(161п20.
(137)
Ниже приведен пример расчета коэффициента турбулентной
диффузии по экспериментальным данным. Результаты изменения
конструкции цементного раствора в буровом на двух электродах
приведены в табл. 12.
При расстоянии между двумя электродами 8,274 мм и времени
2,284 с скорость течения в трубе v ~ 3,62 м/с. Определим момент
появления смеси у ! электрода: //э = 0,68 м, == 0,188 с. Время,
при котором концентрация цементного раствора в буровом макси-
мальна, t = 0,188 с + 0,032 с = 0,22 с.
По графику (рис. 54) определяем время, при котором концентра-
ция была больше половины максимальной, 7,2-10-2 с, 2х{ 2 =
= 3,62-7,2-10-2 =0,261 м, отсюда
пэ-	(2х, n)2	0	2612 -	= 0,0280 м2/с;	(138) 161112/	16	In 2/	’
Дэ	-Ь-1	| „	9,6.	(139) Rv \ J Ю'2-1,05-3,62	v
140
Аналогично рассчитывают коэффициент турбулентной диффу-
зии на II электроде. Применение метода Тейлора требует нормаль-
ного распределения концентрации во времени. Поэтому определе-
ние D3 на II электрода дает меньшую ошибку, так как там влияние
краевых эффектов незначительно (LID « 500).
В большинстве случаев отношения D.JRvA. = 9,5-?-12, т. е.
весьма близкие к теоретическим.
Э. Л. Рутбергом был обработан ряд диаграмм, полученных на
установке (см. рис. 53), по методу детерминированных моментов,
очевидно более точному, чем метод А. Тейлора, в связи с тем что
для последнего коэффициент О, оценивается по средней скорости,
а в методе детерминированных моментов используется вся кривая.
Исследования в экспериментальной скважине позволили уста-
новить коэффициенты турбулентного перемешивания Оэ. При этом
аргумент интеграла вероятностей вычислялся таким образом, чтобы
пределы изменения концентрации цементного раствора в буровом
были одинаковыми для всех опытов, а коэффициенты смешения kc
определяли по методике, описанной в 17]. Сравнение коэффициен-
тов £)э, отражающих истинный характер процесса смешения раст-
воров при цементировании, с коэффициентами, полученными экс-
периментально, показывает, что данная методика приемлема
для практических расчетов. Относительная ошибка расчетов не
превышает 15 %.
При условиях эксперимента: v = 362 см/с, L = 827 см, т02 =
= 8,0 Па, т01 = 3,2 Па, р.2 = 1440 кг/м3, р2 = 1200 кг/м3, г =
= 1,64 — коэффициент вытеснения k„ = 0,86.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМОВ СМЕСЕЙ, ОБРАЗУЮЩИХСЯ
В ПРОЦЕССЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
ПРИ ТУРБУЛЕНТНОМ ДВИЖЕНИИ ЖИДКОСТЕЙ
Располагая экспериментально проверенными значениями коэффи-
циента диффузии D „ решением уравнения (133) относительно
концентрации с можно найти длину зоны смешения ,с следующим
образом. Из уравнения (133) находим значение концентрации
с . у-^-Ф^£3.сОГ°'5/-°’5у	(140)
где
Ф ' ir (L.
л
Если длина зоны смешения с определяется как участок,
куда входят все точки с концентрацией 0,99<с<0,01, то из вы-
ражения (140) следует, что
Ф (-1- Аз.еОГ0,5/-0’5^	0,98.
141
Так как табличное значение Ф (1,645) = 0,98, тогда длина зоны
смешения Li,c 6,582Оэ/ -- 43 $D3t .
При t = x/v
Цс=43,30э—	(141)
V
Подставив значение D3 в (141), получим
L, с -= 43,3  10,1 Rv* — - 437£х.	(142)
V	и
Уравнение (142) позволяет найти в каждом конкретном случае
длину зоны смешения L3 (. при заданных пределах концентрации
цементного раствора в смеси.
Уравнение (141) можно записать в следующем виде:
L3.< -6,58(D3L/v)0A.	(143)
Преобразовав уравнение (143) с учетом параметра Ре, получим
Т.,.с = 6,58ТРе~0'5.	(144)
Здесь L — 2ЛСКВ — длина труб и заколонного пространства.
В общем случае L определяется высотой подъема цементного раст-
вора в затрубном пространстве.
Наименее подвижная смесь получается при попадании от 10
до 40 % цементного раствора в буровой. В этом случае длина зоны
смешения
Л., 2,08/, Ре 'У	(145)
В качестве примера ниже приведены результаты расчета:
Ре.................. 200	400	600	800 1000 1200
L'3C/L............. 0,15	0,104 0,085 0,074 0,066 0,06
Если известны усредненные реологические свойства смеси на
этом участке, то можно уточнить величину гидравлических сопро-
тивлений при цементировании скважин. Практический интерес
представляет определение объема цементного раствора, который,
перемешиваясь с буровым, теряет технологически необходимые
свойства, что происходит в смеси при концентрации цементного
раствора 0,01 <с<0,06. Этот объем может быть определен из сле-
дующего выражения:
IV,, Q \ .-<//,	(146)
где
с~ 0,5 [1— Ф(г)].	(147)
С целью упрощения расчетов можно заменить пределы интегри-
рования относительным временем т = Z//o, где t — текущее время;
142
t0 — время, в течение которого
середина зоны смешения дойдет
от устья для выхода из затрубного
пространства.
Относительное время можно
представить в следующем виде:
т 1 — 2гРеЛ°’Ч
С учетом этого уравнения, под-
ставляя выражение (147) в форму-
лу (146), получим
Г,
1Р'Ц	[1 _
Т,
е”г' и 2 н зависимости от кон-
центрации компонентов в смеси
_ ф	Ре-0,5^ di,
где
?!- 1— 2z2 Ре"0,5;	т.2 1— 2zj Ре
(148)
. В результате интегрирования уравнения (148)
W'n Q/0Pe“°-5fQ(22) —Q(2!)J,	(149)
где
Q(z) ^ z |(1 -|-<D(z)| ехр(--z2)/n.	(150)
Так как 0,01<с<0,6, по графику (рис. 55) находим г, и
[8 ], затем из выражения (150) — Q (г3) и Q (z2). Окончательно
2,47Q/0 Ре-(’’5.
(151)
Если принять во внимание, что lV’cliB/Q, и подставить это
выражение в уравнение (151), то получим
Гц/Гск11 2,47Ре~"’5 .
(152)
Ниже приведен расчет, полученный на основании зависимости
(152):
Ре................ 200	400	600	800	1000	1200
1ТЦ/«7СКВ	.... 0,18	0,124	0,101	0,088	0,078	0,0715
По выражению (152) можно определить количество цементного
раствора, которое необходимо дополнительно закачивать в сква-
жину для повышения качества цементирования. Как видно из
приведенных выше данных, это количество может достигать 20 %
объема скважины.
143
ТУРБУЛИЗАЦИЯ ПОТОКА ЖИДКОСТЕЙ
Турбулентный режим течения вытесняющих жидкостей — один
из главных факторов, определяющих наиболее полное вытеснение
бурового раствора цементным. Для обеспечения турбулизации ре-
комендуется вводить в раствор пластификаторы. Известно также,
что при турбулентном режиме на удаление бурового раствора су-
щественно влияет время, однако при ламинарном и структурном
режимах это незаметно. Все это связано частично с эрозирующими
свойствами цементных растворов, а эффект от турбулизации по-
тока возрастает с увеличением вязкости вытесняющей жидкости
(Р. Ф. Уханов, В. И. Мищенко).
Достижение турбулизации за счет увеличения скорости потока
в условиях малых кольцевых зазоров и высоких реологических
показателей цементных растворов — задача очень сложная и часто
недостижимая. В подобной ситуации турбулизация потока может
быть обеспечена механическим воздействием на поток турбулиза-
торами или другим заколонным оборудованием. Чем выше ско-
рость потока, тем больше длина зоны турбулентности. Если турбу-
лизирующие элементы разместить таким образом, чтобы они на-
ходились друг от друга на расстоянии зоны их турбулентности,
то это обеспечит повышение замещения бурового раствора цемент-
ным.
В нашей стране для турбулизации потока применительно к це-
ментированию скважин выпускаются лишь винтовые турбулиза-
торы типа ЗТ со следующими параметрами: угол наклона лопастей
к образующей цилиндра <р -= 55°, число лопастей п = 3, высота
лопасти h == 0,33 (£>с—<ф), где Dc — диаметр скважины; dt —
А-А
диаметр труб. Площадь проекций
лопастей на плоскость, перпен-
дикулярную к оси турбулизатора,
отнесенная к площади кольце-
вого пространства (коэффициент
перекрытия кольцевого сечения),
составляет 30 %.
Рис. 56. Турбулизатор ТЦ ном.
Турбулизатор типа ТЦ (рис. 56)
состоит из корпуса 1 с утол-
щенной частью и сквозным отвер-
стием под монтажный спираль-
ный клин 3. Лопасти 2, изготов-
ленные из резины и армированные
для прочности двумя слоями кор-
довой ткани, укреплены на кор-
пусе металлическими накладками
точечной электросваркой. Турбу-
лизатор жестко закрепляют на
обсадной трубе спиральным кли-
144
При промывке и цементировании обсадной колонны лопасти
турбулизатора изменяют направление движения восходящего по-
тока бурового и цементного растворов и способствуют созданию
турбулентного режима течения. Благодаря этому повышается вы-
тесняющая способность цементного раствора и обеспечивается бо-
лее полное заполнение им затрубного пространства. Против погло-
щающих горизонтов турбулизаторы располагать не рекомендуется.
Турбулизатор типа скошенного кольца представляет собой эл-
липсное кольцо, надетое на обсадную трубу так, что оси кольца
и трубы пересекаются под определенным углом. Условия обтека-
ния такого турбулизатора потоком даже более благоприятные,
чем кольцевого. На эффективность работы турбулизатора влияют
эксцентриситет обсадной колонны, кавернозность и уширение ствола
скважины.
Турбулизаторы должны создавать зону турбулентности макси-
мальной длины при минимуме гидросопротивлений, исключать
сальникообразование при спуске их в скважину, быть надежными
и простыми в изготовлении.
Перечисленным выше требованиям отвечают винтовые турбули-
заторы. Эффективность работы их связана с характером воздейст-
вия на поток: созданием окружной составляющей скорости, интен-
сифицирующей движение жидкости у внешних стенок, и закручи-
ванием потока. Трудность оценки эффективности турбулизатора
заключается в том, что степень турбулизации потока определяет
интенсивность размыва ламинарного подслоя вытесняемого раст-
вора на стенке.
Экспериментальное исследование динамических характеристик
потока в пристенном слое вызывает значительные трудности и тре-
бует оснащения сложной техникой. Изучение процесса смыва
пленки, т. е. процесса, переноса массы с твердой поверхности, дает,
как правило, крайне низкую точность и очень трудоемко. В каче-
стве метода исследования была принята аналогия между переносом
количества движения, тепла и массы. Подобие процессов переноса
тепла и импульса было отмечено еще Рейнольдсом. В результате
были найдены простые соотношения, связывающие коэффициенты
теплоотдачи, гидросопротивления и массопередачи для установив-
шихся турбулентных потоков.
Все три вида переноса — это явление переноса в направлении,
нормальном к поверхности, ограничивающей движущуюся жид-
кость. При турбулентном течении жидкости перенос обусловли-
вается естественной внутренней диффузией жидкости и вихрями,
которые перемешивают жидкость и постоянно приводят новые ча-
стицы в соприкосновение с поверхностью. Обмен импульсами, теп-
лом или массой осуществляется определенным количеством веще-
ства, причем во втором случае перенос является функцией скоро-
сти движения жидкости вдоль поверхности.
Таким образом, по интенсивности одного из процессов можно
однозначно судить об интенсивности других, например турбули-
145
зацию потока определять не по величине касательных напряжений
на стенке и коэффициенту гидросопротивления, а по степени от-
вода тепла от стенки в протекающий поток, что можно осуществ-
лять с высокой степенью точности. Так, для потоков с развитым
установившимся турбулентным режимом теч ения математически
можно связать коэффициент гидросоиротивлений Хг и коэффициент
теплоотдачи а
St Рг ' Аг/8,	(153)
где St aiCpu — критерий Стантона; Рг — С„рД — критерий
Прандтля; Ср — теплоемкость; и — массовая скорость потока;
ц — динамическая вязкость; X — коэффициент теплопроводности.
Формула (153) выражает связь между переносом тепла и пере-
носом импульса и дает возможность исследовать явление смыва
с помощью изучения теплопереноса. Подобные теоретические и
экспериментальные зависимости связывают также коэффициенты
теплоотдачи и массопередачи. Для случая неустановившегося те-
чения (входные участки, местные гидросопротивления, турбулизи-
рующие элементы) общие теоретические зависимости будут неверны
и количественные соотношения нарушатся. Но так как явления
переноса имеют общий характер, увеличение турбулентности в при-
стенной зоне всегда способствует размыву ламинарного подслоя
и увеличению теплосъема.
Поскольку при исследовании турбулизации потока с помощью
специальных устройств определяющими являются процессы на
стенке, для сравнительной оценки эффективности работы турбули-
заторов Р. Ф. Ухановым и В. И. Мищенко изучены процессы тепло-
съема со стенки канала. При замене вязко-пластичной жидкости
вязкой была получена возможность количественно охарактеризо-
вать эффективность работы турбулизаторов, сравнить их и выявить
оптимальную конструкцию.
Из анализа зависимостей, полученных на основании результа-
тов экспериментов, следует, что при увеличении угла наклона ло-
пастей значительно возрастают гидросопротивления, в связи с чем
увеличение ср свыше 40° становится неэффективным, увеличение
числа лопастей и их длины нецелесообразно, если осуществляется
многократное перекрытие лопастями поперечного сечения кольце-
вого канала; последнее может повлечь за собой возникновение ос-
ложнений. Таким образом, можно рекомендовать для применения
турбулизаторы со следующими параметрами: ср = 35—40°; h =
- 0,4 d; /I -= <5—8; / = (1,5-3) d, где d = Dc~ d7.
Турбулизаторы с предлагаемыми геометрическими параметрами
при высокой эффективности технологичны в изготовлении и осо-
бенно в эксплуатации, так как при уменьшении угла наклона
снижается возможность деформации лопастей и образования саль-
ников при спуске колонны. Применение небольших углов наклона
обеспечивает возможность максимального увеличения высоты ло-
пастей турбулизатора, их числа и длины, что в определенных слу-
146
чаях позволит турбулизатору выполнять функцию центратора.
Модель такого турбулизатора (ср = 35°, п — 6—8, / = Ud = 1,8,
/Г == hid = 0,39) была изготовлена во ВНИИКРнефти и исследо-
вана В. И. Мищенко.
Стендовые испытания показали, что турбулизаторы следует
устанавливать на участке ствола скважины, диаметр которого
близок к номинальному. При расположении турбулизаторов в сред-
ней части каверны его эффективность резко падает. Максимальный
эффект турбулизатора достигается при установке его со стороны
входа в каверну. Турбулизатор эффективно действует даже при
удалении от каверны на расстояние более 20 гидравлических
диаметров, что объясняется значительным закручиванием по-
тока .
Совместно с В. И. Мищенко и Р. Ф. Ухановым были проведены
исследования для выявления влияния несоосности обсадных труб
в скважине на работоспособность турбулизатора. Результаты по-
казали, что незначительная несоосность колонны снижает эффек-
тивность турбулизатора (при низких числах Re — до 20 % и при
более высоких — до 30 %). При эксцентриситете 0,8 эффективность
снижается на 50 % при Re<500 и на 75 % при более высоких зна-
чениях параметра Рейнольдса.
Турбулизирующий эффект муфт при больших зазорах очень
мал и проявляется лишь при значениях Re, близких к критиче-
ским. В то же время при малых зазорах влияние муфт ощутимо
и при Re « 500—600 Длина зоны турбулентности достигает в ряде
случаев 12 гидравлических диаметров. Турбулизирующее воздейст-
вие серийных центраторов ВНИИБТ сопоставимо при малых чис-
лах с воздействием серийных турбулизаторов типа Т. Величины
коэффициентов местных сопротивлений исследованных элементов
сравнительно близки, и особенно при Re>1000.
Турбулизаторы следует устанавливать в первую очередь в ин-
тервалах, важных для герметизации затрубного пространства.
Винтовые турбулизаторы на участках их установки значительно
повышают эффективность процесса замещения, направляя поток
к стенкам скважины и в каверны. Турбулизаторы способствуют
эрозии глинистых корок, особенно при использовании утяжелен-
ных растворов (В. И. Мищенко). Разворачивая поток под углом
к оси скважины, они способствуют равномерному удалению буро-
вого раствора из застойных зон и благоприятствуют образованию
в зоне их установки герметичных железобетонных поясов. Чтобы
уменьшить число устанавливаемых турбулизаторов, их следует
располагать с учетом турбулизирующих воздействий муфт и цент-
раторов. Наибольший эффект возможен при расстановке турбули-
заторов между центраторами. При осевом перемещении обсадной
колонны длина турбулизируемой зоны увеличивается, что приво-
дит к повышению эффективности использования турбулизато-
ров.
147
Анализ проведенных совместно с В. И. Мищенко работ позво-
лил сделать следующие практические рекомендации по разработке
и расстановке турбулизаторов.
I.	Разработать турбулизаторы следует применительно к кон-
кретным диаметрам обсадных колонн и скважин. Унификация тур-
булизаторов для определенного типа колонн и разного диаметра
скважии не рекомендуется.
2.	Угол наклона лопастей турбулизатора к его оси следует при-
нимать равным 35—40°. Турбулизаторы с небольшими углами на-
клона лопастей более технологичны в изготовлении и в значительно
меньшей степени способствует сальникообразоваиию, обвалам и
осыпям при спуске колонны.
3.	Число лопастей надо принимать равным 5—8, при этом длина
выбирается таким образом, чтобы обеспечивалось полное перекры-
тие кольцевого канала лопастями турбулизатора.
4.	Расстанавливать турбулизаторы целесообразно на ответст-
венных участках ствола с учетом зоны их действия в кольцевом
пространстве скважины. Длина зоны турбулизации зависит от ве-
личины кольцевого зазора, режима течения цементного раствора
и кавернозности ствола скважины.
5.	Для определения режима течения цементного раствора (обоб-
щенного параметра Re*) необходимо пользоваться усредненными
реологическими параметрами цементных растворов, применяемых
на конкретном месторождении, усредненными величинами скоро-
стей продавкн цементного раствора.
6.	При расстановке турбулизаторов следует учитывать уши-
рение ствола скважины.
7.	Для разобщения сильнокавернозных участков и вымыва
из каверн турбулизаторы надо устанавливать возможно ближе
к нижнему краю каверн на стволе номинального диаметра. Макси-
мальный эффект в этом случае достигается при расхаживании
колонны.
8.	При установке турбулизаторов необходимо центрировать
колонну труб, так как только таким образом можно получить мак-
симальную длину турбулизации.
9.	При расстановке турбулизаторов следует учитывать турбу-
лизирующую способность центратора и муфт.
10.	При разобщении пластов с низкими пластовыми давле-
ниями надо учитывать гидравлические сопротивления, дополни-
тельно создаваемые турбулизаторами и центраторами.
11.	Не рекомендуется устанавливать турбулизаторы на прони-
цаемых пластах с низким пластовым давлением из-за опасности
размыва корок и обезвоживания цементного раствора при сопри-
косновении с проницаемыми породами.
Расстояние между турбулизаторами должно быть 1—3 м в за-
висимости от параметров цементного раствора, проектируемой ско-
рости восходящего потока в кольцевом пространстве и величины
номинального кольцевого зазора (Dc — dT)H в скважине. При от-
148
Рис. 57. Зависимость длины зоны турбу-
лизации LT от критерии Re* и степени
уширения кольцевого пространства для
колонн и скважин с кольцевым зазо-
ром (в мм):
I . .30 — 10; 2 I 1 - 50; 3	51	6.5; -I -
60-80; 5 --- 81 -100
Рис. 58. Зависимость коэффици-
ента гидравлических сопротивле-
ний от безразмерной высоты
лопастей турбулизатора h
сутствии указанных сведений расстояние между турбулизаторами
рекомендуется устанавливать исходя из графика (рис. 57), прини-
мая Re* == 1000. На номограмме (рис. 57) показан пример опреде-
ления величины Lr для случая Re* -= 800, £>с — d, 60 — 80 мм,
степень уширения кольцевого пространства d = 1. Расстояние
между турбулизаторами в рассмотренном случае следует прини-
мать равным 1,4 м.
В случае непрерывного расхаживания обсадной колонны длину
зоны турбулизации Лт рекомендуется увеличить на высоту рас-
хаживания.
Режим течения цементного раствора следует определять (при-
ближенно) с учетом реологических параметров цементного раст-
вора и усредненных скоростей закачивания и продавливания его.
По известной формуле обобщенный критерий Рейнольдса
Re *	----° (Л)-( ~ рЦ_____,	(154)
„ ||| тц (Пс <*т) 1
ЧЦ	d~c-
1.	0,6т]ци J
где v — средняя скорость течения жидкости в кольцевом прост-
ранстве скважины, м/с; Dc — фактический диаметр скважины, м;
с/т — наружный диаметр обсадной трубы, м; рц — плотность це-
ментного раствора, кг/мэ; тк — динамическое напряжение сдвига
цементного раствора, Па; 1]ц — структурная вязкость цементного
раствора, Па-с.
При отсутствии сведений о реологических параметрах цемент-
ного раствора для расчета Re* можно приближенно пользоваться
149
ТАБЛИЦА 13
Состав цементного раствора	Плот- ность Рц, кг/м'	Структурная ВЯЗКОСТЬ Т|ц, 10-Па-с	Динамиче- ское напряжение сдвига Тц, П;
Портландцемент новороссийский (ПЦН)	1850	0,23	910
ПЦН + 12 % глины (бентонита) + 5 % СаС1, + 0,8 % КМЦ	1820	0,26	1230
ПЦН + 12 % глины+2,5 % СаС!,+ -I- 0,3 % ССБ + 0,6 % КМЦ	1750	0,29	400
ПЦН + 4 % глины + 2,5 % СаС|2 + -I- 0,1 % ССБ + 0,2 % КМЦ	1880	0,23	350
ПЦН + 2,5 % СаСЦ + 0,2 % ССБ + + 0,6 % кмц	800	0,19	230
ПЦН + 8 % глины + 2,5 % Na2COa + + 0,8 КМЦ + 0,3 ССБ	1790	0,44	1760
ПЦН + 8 % глины + 0,6 % КМЦ + + 0,4 % ССБ	1720	0,31	730
ПЦН + 50 % барита + 5 % СаС1, + + 0,6 % КМЦ + 0,05 % ССБ	2070	0,35	350
ПЦН + 20 % барита + 0,8 % КМЦ + + 0,1 % ССБ	1820	0,25	610
ПЦН + 33 % барита + 6 % КМЦ + + 0,2 % ССБ	1900	0,24	500
ПЦН + 50 % барита + 7,5 % СаС12 + -Н 0,1 % ССБ	2260	0,34	150
ПЦН + 5 % СаС12 + 0,2 % КМЦ + + 0,2 % ССБ	1960	0,31	280
УЦГ-1-120	2080	0,26	460
УЦГ-1-120 + 2 % Na2CO..l+ 0,2 % ги- пана + 0,2 % ССБ	2120	0,57	390
УЦГ-1-120 + 2 % Na2COa + 0,05 % ССБ	2100	0,15	730
УЦГ-1-120-1- 1 % Na2CO3+0,2 % ги- пана	2130	0,50	50
значениями гц и тц, взятыми из табл. 13, составленной по резуль-
татам исследований во ВНИИКРнефти,
На графике (рис. 57) LT дана в зависимости от степени ушире-
ния кольцевого пространства d = (D<:—dT)!(pz — cQh, определяе-
мой с помощью геофизических данных. При отсутствии последних
и имеющемся среднем коэффициенте кавернозности k
d -----------(k^~l) + k-~2.
(De - +)н
Установленная длина LT по рис. 57 может быть увеличена на
высоту расхаживания обсадной колонны в процессе цементирования.
При разобщении пластов с низкими давлениями необходимо
учитывать гидравлические сопротивления, дополнительно созда-
ваемые турбулизаторами и центраторами, и рассчитывать их по
формуле
Др -----10а£яг12рц/2
— коэффициент местных сопротивлений).
150
(155)
Турбулизаторы применяются все шире. Предположение, что
их роль выполняют муфты на обсадной колонне, не подтверждается.
Результаты работ, проведенных совместно с В. В. Еременко,
В. И. Мищенко и Р. Ф. Ухановым, по оценке гидравлических со-
противлений, обусловленных высотой турбулизатора над трубами,
в радиальном направлении, представлены на рис. 58.
Из рис. 58 видно, что при уменьшении обобщенного параметра
Рейнольдса и одновременном увеличении безразмерной величины /г
гидравлические сопротивления значительно возрастают.
Результаты экспериментов показали, что заметное воздействие
турбулизированного потока на стенку ощущается на участке дли-
ной 15—20 гидравлических диаметров. Это хорошо согласуется
с данными, полученными при использовании вязкой жидкости для
модели турбулизатора с такими же геометрическими параметрами
при Re* == 660, расхождение при этом не превышало 6—10 %.
Погрешность не выходит за указанные пределы при больших чис-
лах Рейнольдса.
Эксперименты не выявили значительного роста гидравлических
потерь при различном угле наклона лопаток турбулизаторов, в том
числе и эластичных с натягом по наружному диаметру.
БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ
Под буферной жидкостью понимается промежуточная жидкость
между буровым и цементным растворами, способствующая по-
вышению качества цементирования скважин или облегчению про-
ведения процесса цементирования [8, 33].
НАЗНАЧЕНИЕ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Основное назначение; буферных жидкостей — предотвращение сме-
шения бурового и цементного растворов, а также очистка стенок
скважины и повышение полноты замещения одного раствора дру-
гим. В настоящее время считается бесспорным применение буфер-
ных жидкостей.
Согласно экспериментальным данным И. В. Дияка, вода, дви-
жущаяся в течение 1 ч со скоростью 2 м/с, не смывает прочную
глинистую корку, вымывает лишь загустевший глинистый раствор
у непроницаемой части пласта, а из каверн, даже при их неболь-
шой глубине, загустевший глинистый раствор не вымывает. Иссле-
дованиям У. Д. Мамаджанова также доказано, что глинистые корки
не разрушаются. В. Г. Литвишко, Л. И. Векслер показали, что
в тех случаях, когда перед цементным раствором закачивали
4—15 м3 воды, коэффициент вытеснения составлял 0,85—0,95.
При необходимости очистки скважины от бурового раствора, соде-
ржащего шлам и находящегося в застойных зонах ствола скважины,
151
используется гидромониторный способ воздействия струи потока.
Как уже указывалось, чем больше объем цементного раствора
(вообще вытесняющей жидкости) и чем больше время воздействия,
тем более полно вытесняется буровой раствор из нижней части
скважины. Это было замечено бакинскими специалистами еще в
30-е г., когда стали применять утяжеленные растворы. Наилучшие
результаты получены при определенном сочетании скорости (ре-
жима) движения цементного раствора и времени его контакта с вы-
тесняемыми коркой и раствором.
Буферные жидкости должны способствовать эффективному вы-
теснению бурового раствора и вымыванию его остатков со сгенэк
скважин, из каверн и желобов. Смешение их с буровым и цемент-
ным растворами не должно способствовать загустеванию смесей.
Буферные жидкости должны быть инертны по отношению к раст-
ворам, т. е. не должны способствовать существенному изменению
технологических свойств буровых и цементных растворов или вы-
зывать коррозию обсадных труб. Они не должны вызывать сниже-
ния устойчивости стенок скважин или ухудшать коллекторские
свойства продуктивных пластов. Естественно, трудно выбрать или
получить буферную жидкость, которая бы одновременно отвечала
всем перечисленным требованиям. Поэтому при разработке рецеп-
туры обычно выполняются одни требования и не выполняются дру-
гие.
Эффект от применения буферной жидкости тесно связан с ее
правильным выбором для каждого конкретного условия. Последнее
немыслимо без классификации буферных жидкостей. В основу клас-
сификации положен основной функциональный признак — лучшее
вытеснение или лучшее смывание остатков бурового раствора. Су-
ществуют и специальные виды буферных жидкостей: способствую-
щие затвердению глинистой корки, твердеющие и др.
КЛАССИФИКАЦИЯ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ
Буферные жидкости классифицируют по базовой жидкости: водные,
на нефтяной основе (нефтяные, соляровые), на гипановой основе
(или на основе других органических соединений). По степени воз-
действия на стенки скважины они разделяются на неабразивные
и абразивные. Последние содержат кварцевый песок (различных
или узких фракций), опоку и другие абразивы, которые могут раз-
рушать глинистую корку на стенках скважины.
Буферные жидкости различают по степени химического (точнее
физико-химического) воздействия на глинистую корку и буровой
раствор. Это жидкости, обработанные различными поверхностно-
активными веществами, кислотами или щелочами. Буферные жид-
кости классифицируют по изменяемости плотности: с постоянной
и регулируемой плотностью. По характеру воздействия на них
температур различают термостойкие и нетермостойкие.
.152
По составу буферные жидкости могут классифицироваться на
несколько групп. ТатНИИ предложены составы буферных жидко-
стей, которые предназначены либо для отверждения глинистой
корки, либо сами являются твердеющими составами. Эти смеси
целесообразно использовать в определенных условиях, но они не
могут считаться буферными.
В зарубежной практике наибольшее распространение получили
следующие буферные жидкости:
вода (наиболее широко используемая буферная жидкость);
вода, насыщенная поваренной солью NaCl и хлористым каль-
цием СаС12, используется для вытеснения буровых растворов;
вода с кислым пирофосфатом натрия Na2H2P2O7, использова-
ние этого кислотного раствора (pH = 3,5) наиболее эффективно,
когда применяют буровой раствор с высокой щелочностью, (1,6—
3,2 м3 смеси);
вода, содержащая детергент и диспергирующий агент; объем
раствора в зависимости от условий скважины колеблется в преде-
лах 946—3785 л; используется, когда в буровом растворе содер-
жится свыше 10 % нефти или применяется раствор на нефтяной
основе; турбулентность ее достигается при довольно низких ско-
ростях движения в затрубном пространстве;
дизельное топливо, смешанное с гидрофильными поверхностно-
активными веществами; применяется в особых случаях, когда бу-
рение ведется с промывкой буровым раствором на основе обращен-
ной эмульсии; как правило, после дизельного топлива с ПАВ про-
качивают некоторый объем соленой воды;
растворы соляной кислоты;
растворы гидроокиси кальция;
соединения фосфора: метафосфат натрия, триполифосфат натрия;
поверхностно-активные соединения.
Особое внимание уделяется подбору буферных жидкостей при
сооружении газохранилищ в солевых отложениях.
В табл. 14 приведены краткие характеристики применяемых
в нашей стране буферных жидкостей и их классификационное де-
ление (составлено совместно с Р. Ф. Ухановым).
Для буферных жидкостей на основе водных растворов солей
(NaCl, СаС12 и др.) характерна относительно высокая плотность.
Особенно эффективно применение подобных буферных жидкостей,
когда геологические разрезы включают пласты солей. Практически
плотность водных растворов солей может достигать: для NaCl —
1200 кг/м3, для CaCL,— 1400 кг/м3, для ZnCl2 — 1570 кг/м3, для
FeCl3 — 1550 кг/м3, для Fe2 (SO4)3 — 1610 кг/м3. Водные растворы
фосфатов натрия эффективно разрушают глинистые корки (при
времени контакта более 20 мин).
В качестве буферных жидкостей применяют водные растворы
поверхностно-активных веществ.
Аэрированные буферные жидкости используют при наличии во
вскрытой части разреза зон поглощений. Такая буферная жидкость
153
ТАБЛИЦА 14
Буферная жидкость (ее состав)	Назначение и область применения	Химическая активность
Вода	Отделение цементного раствора от бурового	Инертная
Водная суспензия крахмала	Повышение коэффициента вы- теснения	»
Утяжеленная жидкость на ос- нове полимеров (гипан, барит, вода) плотностью 1700— 2400 кг/м3 7%-ный водный раствор КМЦ	Повышение коэффициента вы- теснения при наличии зон осы- пей и пластов с аномально высо- кими давлениями, предотвраще- ние выпадения утяжелителя в зоне смешения Повышение коэффициента вы- теснения	» »
Эмульсии	То же	}}
Вязко-упругий разделитель (ВУР) на основе полиакрила- мида	»	»
Нефтепродукты (нефть, дизель- ное топливо с ПАВ)	Повышение коэффициента вытес- нения в случаях использования нефтеэмульсионных буровых растворов	»
Эрозионная жидкость (вода, песок, КМЦ, цемент)	Удаление остатков бурового рас.- твора и фильтрационной корки	
15%-ный водный раствор со- ляной кислоты	То же	Активная
20%-ный водный раствор суль-	Удаление остатков бурового рас-	»
фаминовой кислоты	твора и фильтрационной корки	
5%-ный водный раствор едко- го натра	Удаление глинистой корки и пленки глинистого раствора	»
5%-ный водный раствор каль- цинированной соды	Удаление глинистой корки и пленки глинистого раствора	Активная
Растворы солей соляной кис- лоты	То же	»
Полимерная суспензия в виде 5% -ного водного раствора кремнийорганического продук- та КЭ-1408	»	»
3—10%-ный водный раствор сернокислого алюминия	»	»
3—10%-ный водный раствор сернокислого железа	»	»
Водный раствор кислого пиро- фосфата натрия	Удаление бурового раствора с высокой щелочностью из ка- верн и застойных зон в кольце- вом пространстве	»
Водный раствор ВНИИНП-117	Удаление остатков бурового раствора и глинистой корки	Активная
!—2%-ный водный раствор ССБ (КССБ)	То же	Инертная
Незамерзающая жидкость (во- да, диэтиленгликоль, песок)	Разделение цементного и буро- вого растворов; использование при цементировании в районах распространения многолетне- мерзлых пород	»
154
ПРОДОЛЖЕНИЕ ТАБЛ. 14
Буферная жидкость (ее состав)	Назначение и область применения	Химическая активность
Абразивная жидкость (зода, расширяющий перлит)	Очистка ствола скважины от остатков глинистого раствора	Инертна я
Аэрированная жидкость (вода, песок, цемент, ПАВ, газ или воздух)	Повышение коэффициента вы- теснения, особенно при нали- чии зон поглощения и гидрораз- рыва	»
Жидкостная пробка, состоя-	Исключение перемешивания це-	Инертно-
щая из трех секций: 1) эмуль- сия типа вода в нефти с до- бавкой эмульгатора и карбо- натной пудры, 2) 15%-ный раствор с антикоррозионным ингибитором, 3) водный рас- твор СаС12, NaCl или ZnCl2 требуемой концентрации	ментного раствора с буровым, обеспечение полного вытеснения последнего	активная
Раствор с тампонирующими свойствами	Повышение коэффициента вы- теснения	Активная
35—70% -ный раствор орт<)||юс- форной кислоты	Отверждение глинистой корки	»
представляет собой коллоидно-суспензионную систему, состоящую
из воды, кварцевого песка, цемента, поверхностно-активного ве-
щества и газа. На 1 м:' воды добавляют 500 кг песка, 300 кг порт-
ландцемента и 5 кг какого-либо анионоактивного ПАВ (сульфонол,
азолят А, мылонафт и др.). Объем газовой фазы рассчитывают в со-
ответствии с забойными температурой, давлением и заданной плот-
ностью буферной жидкости по специальной формуле.
Во ВНИИКРнефтн разработана для использования в районах
Крайнего Севера суспензия песка в водном растворе диэтиленгли-
коля. Эта буферная жидкость совместима со всеми известными хи-
мическими реагентами, используемыми для обработки буровых
и цементных растворов, седиментационно устойчива и является
хорошим разжижителем смесей в зонах контакта: буферная жид-
кость — цементный раствор, буферная жидкость — буровой раст-
вор. Она состоит из 30 %-ного раствора диэтиленгликоля в воде
и кварцевого песка с размерами зерен 0,10—0,15 мм при содержа-
нии песка 0,040 кг/л. Температура замерзания такой суспензии
примерно — 30 °C, что значительно ниже температуры, характер-
ной для зон залегания многолетнемерзлых пород.
Буферную жидкость с небольшой водоотдачей, разработанную
в Укргипрониинефти, используют при цементировании обсадных
колонн на месторождениях с низкими градиентами пластовых дав-
лений при вскрытии в разрезе поглощающих пластов.
Для стабилизации растворов используют высокомолекулярные
соединения — КМЦ, гипан, метас, полиакриламид, крахмал и
155
другие химические реагенты для снижения водоотдачи буровых
растворов.
Вязко-упругий разделитель (Ф. А. Шихалиев, Н. М. Шерстнев)
предназначен для достижения максимально возможной степени
вытеснения бурового раствора цементным и надежного их разде-
ления. Упругие свойства разделителя обеспечивают достаточно
полное вытеснение бурового раствора и в кавернозной части ствола
скважины. Вязко-упругий разделитель представляет собой трех-
компонентную гелеобразную смесь плотностью 1000 кг/м3. Для его
приготовления используют водные растворы полиакриламида, гек-
сарезорциновой смолы и формалина. Гель, полученный при сме-
шении указанных компонентов, устойчив к воздействию темпера-
туры до 100 °C и высокоминерализованных вод, стабилен, не под-
вергается синерезису, легко перекачивается насосом без повыше-
ния давления в циркуляционной системе.
Значительный интерес представляют комбинированные буфер-
ные жидкости. При включении в их состав веществ с тампонирую-
щими свойствами можно рекомендовать их для предупреждения
роста давления продавливания при цементировании обсадной ко-
лонны в результате обезвоживания цементных растворов на про-
ницаемых участках ствола скважины. Комбинированная буферная
жидкость включает 6—10 %-ный водный раствор сернокислого
алюминия Al2 (SO4)3) (а при отсутствии последнего — техническую
воду) и раствор с тампонажными свойствами.
В районах Азербайджана до настоящего времени в качестве
буферных жидкостей довольно широко применяют нефтепродукты
(нефть, дизельное топливо). Однако их можно рекомендовать только
для вытеснения нефтеэмульсионных буровых растворов. Буферные
жидкости на основе нефтепродуктов способствуют турбулизации
потока в зоне смешения этих жидкостей с буровым раствором и,
как следствие, повышают степень вытеснения последнего.
Использование перечисленных буферных жидкостей позволяет
решать довольно большой круг задач, возникающих при цементи-
ровании. Однако в настоящее время нет обоснованной классифи-
кации этих жидкостей, что затрудняет выбор, а также их дальней-
шую разработку и совершенствование. Анализ промысловых дан-
ных показывает, что из указанных буферных жидкостей наиболее
широко применяется вода. Это объясняется не универсальностью
свойств воды, а ее доступностью и простотой использования. Вода
совершенно не пригодна для вытеснения утяжеленных буровых
растворов, не может быть использована при вскрытии продуктив-
ных пластов.
Классификация буферных жидкостей, разработанная совместно
с Р. Ф. Ухановым, приведена на рис. 59.
К разделяющим буферным жидкостям относятся жидкости, ко-
торые предотвращают коагуляционные явления при смешении це-
ментного раствора с буровым, особенно когда буровой раствор
утяжеленный. Эти жидкости вследствие значительной вязкости
156
Рис. 59. Классификация буферных жидкостей
могут быть утяжелены до плотности 1500—2000 кг/м3. Соблюдение
значений плотности и вязкости буферной жидкости, равных сред-
ним их значениям контактирующих растворов, обеспечивает устой-
чивое расположение буферной жидкости на границе между раст-
ворами в течение всего процесса цементирования. Объем утяжелен-
ных буферных жидкостей может быть практически любым, обеспе-
чивающим надежное разделение растворов. При турбулентном те-
чении вязких буферных жидкостей значительно увеличиваются
их моющие свойства.
К разделяющим относятся и вязко-упругие жидкости, которые
в небольшом количестве также успешно разделяют растворы в
скважине. Перечисленная группа жидкостей в связи с повышен-
ной вязкостью хуже вымывает буровой раствор, оставляя его в
виде тонких пленок на стенках кольцевого зазора. Остатки раст-
вора должны быть удалены цементным раствором или моющей бу-
ферной жидкостью.
Ко второй группе — моющим буферным жидкостям — относится
большая группа маловязких жидкостей на водной и нефтяной ос-
новах. Это растворы солей, щелочей и кислот. Плотность их обычно
не превышает 1300 кг/м3. Утяжелитель эти жидкости не удержи-
вают, и поэтому они не рекомендуются для вытеснения утяжелен-
ных буровых растворов, поскольку могут вызвать осложнения
вследствие выпадения утяжелителя. Имея высокую подвижность,
эти буферные жидкости стремятся под действием сил гравитации
переместиться в более тяжелую жидкость, расположенную над ней
(цементный раствор в колонне и буровой раствор в кольцевом за-
зоре), при этом значительные объемы этих буферных жидкостей
смешиваются неэффективно за счет продольного перемешивания.
По мере формирования зоны смеси с промежуточными свойст-
вами процессы продольного смесеобразования практически закап-
чиваются и оставшаяся часть буферной жидкости эффективно смы-
157
вает со стенок остатки бурового раствора, постепенно загрязняется
ими и теряет свои моющие свойства. Если объемы моющих жидко-
стей малы, то они могут перемещаться в обсадной колонне, особенно
с цементным раствором, а при выходе из колонны — с буровым,
что резко снижает их эффективность. Последняя тесно связана
со свойствами твердой фазы бурового раствора, типом его химиче-
ской обработки и составом буферной жидкости. Физико-химиче-
ские процессы при смыве остатков бурового раствора в виде пле-
нок и рыхлой части корок очень сложны, а коэффициенты массо-
переноса, необходимые при расчете требуемого объема буферной
жидкости, должны определяться для каждого конкретного случая
экспериментальным путем с учетом температурных условий в сква-
жине.
Один из недостатков моющих жидкостей — их большая фильт-
рация в пласты в процессе размыва корок, что ведет к потере в ряде
случаев значительных объемов этих жидкостей и затруднению
освоения пластов. Небольшие плотности этих жидкостей в ряде
случаев ограничивают их применение или вызывают необходимость
уменьшения их объемов, что, несомненно, снижает их эффектив-
ность.
К третьей группе относятся универсальные буферные жидкости,,
т. е. способные надежно разделять и смывать буровой раствор.
Это обычно комбинированные буферные жидкости, состоящие из
разделяющей и моющей жидкостей, совместимых друг с другом.
Перспективными являются смеси вязко-упругих жидкостей с мою-
щими.
В четвертую группу входят специальные буферные жидкости,
которые, помимо основных функций, могут отверждать фильтра-
ционную корку или сами впоследствии затвердевают.
Вязкие буферные жидкости — это большой класс жидкостей,
используемых для различных целей. Сюда относятся ньютонов-
ские и неньютоновские жидкости, не обладающие упругими свой-
ствами. Класс вязко-упругих жидкостей сравнительно малочислен
и сравнительно недавно разрабатывается. Это жидкости на водной
основе, изготовляемые с использованием полиакриламида или по-
лиакрилнитрила и применяющиеся для вытеснения различных
по свойствам и составу буровых растворов. Они считаются универ-
сальными. Плохая их смешиваемость, высокая вытесняющая способ-
ность, малые объемы, необходимые для разделения, делают эти
жидкости весьма перспективными. Основной недостаток их — срав-
нительная сложность приготовления и невысокая термостойкость
(до 80 С).
Вязкие буферные жидкости могут быть разделены на низко-
вязкие с г) С 0,01 Па-с (при Т = 20 °C) и высоковязкие
с 1]>0,01 Па-с. Первые состоят из жидкостей с высокими вымы-
вающими свойствами, могут использоваться для вытеснения лишь
неутяжеленных буровых растворов и являются самыми многочис-
ленными. Ко вторым относятся буферные жидкости, пригодные
158
вследствие повышенной вязкости или структурированных свойств
для вытеснения утяжеленных буровых растворов.
Низко- и высоковязкие жидкости можно разделить на водные
и углеводородные. Углеводородные рекомендуется использовать
лишь для цементирования нефтецементными растворами, поскольку
в других случаях они способны оставлять на стенках канала
пленки, ухудшающие адгезию цементного камня к стенкам сква-
жины.
Выбор вида буферной жидкости остается сложным вопросом,
поскольку решение его зависит от многих факторов. На выбор
влияют цель закачки буферной жидкости, температура в стволе,
состояние скважины перед цементированием, давление в пластах,
тип обработки буровых растворов, вид цементного раствора, а
также состояние технологии цементирования скважин в конкрет-
ном районе.
Нефтепродукты в качестве буферных жидкостей рекомендуется
использовать, когда промывка при бурении ведется нефтеэмуль-
сионными растворами.
Если буферная жидкость вытесняется при цементировании на
поверхность, опасаться ее отрицательного воздействия на состояние
колонны и стенок скважины не следует. В противном случае жид-
кость следует выбирать с учетом возможного ее отрицательного
воздействия на устойчивость ствола (вода) пли обсадную колонну
(корродирующие агенты).
В процессе движения жидкостей в трубах формируется поверх-
ность раздела, длина которой соизмерима с длиной колонны. Длина
этой поверхности связана с интенсивностью подачи жидкости, ее
параметрами, длиной трубы и др. Если допущение об отсутствии
перемешивания жидкостей в трубах в ряде случаев вполне реально
(например, при использовании нижних разделительных пробок), то
без перемешивания немыслим разворот потока жидкостей на 180°
у башмака колонны.
Естественно, чем интенсивнее смесеобразование, тем быстрее
теряются полезные свойства контактирующих систем, а в ряде
случаев появляются даже вредные свойства вследствие физико-
химического воздействия. Поэтому продольное перемешивание
контактирующих жидкостей особенно интенсивно в обсадной ко-
лонне, где роль гравитации в смесеобразовании возрастает, по-
скольку обычно тяжелые жидкости оказываются над легкими.
В связи с этим в колонне целесообразно отделение буферных жид-
костей от цементного и бурового растворов твердыми пробками или
вязко-упругими разделителями.
Некоторые конструкции пробок могут разделять жидкости и
в кольцевом пространстве. В настоящее время в нашей стране от
применения нижних пробок практически повсеместно отказались,
обосновывая это тем, что смешения жидкостей в колонне труб не
происходит, в основном оно наблюдается в затрубном пространстве.
Однако исключение формирования в колонне поверхностей кон-
159
такта большей длины, а следовательно, и потенциальных условий
для смесеобразования и связанных с ними осложнений, отсутствие
нижней разделительной пробки — все это способствует сильному
загрязнению последней, наиболее ответственной порции цементного
раствора остатками бурового раствора, которые не успевают быть
вымыты цементным, особенно когда буферные жидкости не исполь-
зуются. Эти остатки удаляются продавочной пробкой.
Во ВНИИКРнефти разработана граф-схема алгоритма выбора
буферной жидкости, вошедшая в программу АСУТ цементирования
скважин. При ее построении исходили из наиболее известных и
применяемых в нашей стране буферных жидкостей.
С учетом основных положений теории моделирования там же
создана специальная лабораторная установка для оценки эффек-
тивности буферных жидкостей [8].
БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ С РЕГУЛИРУЕМОЙ ПЛОТНОСТЬЮ
В определенных условиях цементирования необходимо применять
буферные жидкости с регулируемой плотностью.1 Совместно с
В. А. Волошиным и другими специалистами разработана буферная
жидкость, которая позволила регулировать ее плотность (а также
и другие свойства) в диапазоне 1400—2300 кг/м3. Она имеет удов-
летворительные седиментационную устойчивость, реологические
свойства и исключает загустевание в местах контакта буферная
жидкость — буровой раствор и буферная жидкость — цементный
раствор.
Ниже приведена одна из рецептур смеси: гидролизованный по-
лиакрилонитрил (гипан), 10 %-ный водный реагент (УЩР) и утя-
желитель (BaSO4). Количество барита берется в соответствии с тре-
буемой плотностью. Для плотности больше 2000 кг/м3 вместо УЩР
используется вода. Состав модифицирован.
В результате процесса структурообразования при смешении
гипана, УЩР и Na 3СО3 барит, затворенный на этой смеси, не выпа-
дает в осадок, что позволяет при регулировании дозировки утя-
желителя изготовлять буферную жидкость с заданной плотностью.
В нормальных условиях буферная жидкость имеет седиментацион-
ную устойчивость, более высокую, чем цементные растворы. Поэ-
тому она может приготовляться на месте проведения цементирова-
ния или заранее. Однако эта рецептура чувствительна к содержа-
нию кальциевых солей — их должно быть в растворе не более
0,3 %. Кроме того, эта рецептура дорогая.
А. К- Рахимовым, Ш. М. Рахимбаевым и другими специалистами
предлагалась буферная жидкость на основе лёсса. Установлено,
что эта система достаточно стабильна, инертна. Испытания пока-
зали, что она успешно разделяет утяжеленные буровые и цементные
растворы.
Этот материал написан совместно с Р. Ф. Ухановым.
160
Для оценки показателей качества при подборе рецептур буфер-
ных жидкостей были разработаны следующие методики.
Методика оценки химической индифферентности рецептуры^
В стакане диаметром 80—90 мм приготовляется смесь буферной
жидкости с буровым или цементным раствором в объеме 300 мл.
Буферная жидкость и контактирующий с ней компонент берутся
в объемных соотношениях 1:1, 1 : 3 и 1 : 9, и опыт повторяется
дважды при температурах 20 и 80 С. Смесь перемешивается на
лабораторной мешалке в течение 5 мин с частотой вращения около
300 об/мин. В процессе исследований при температуре 80 'С ком-
поненты смеси нагревают в водяной бане в отдельности до указан-
ной температуры при перемешивании, затем смешивают в указан-
ных соотношениях и также перемешивают при частоте вращения
мешалки 300 об/мин в течение 5 мин.
При помощи конуса АзНИИ оценивают степень загущения смеси
буровых и цементных растворов е буферной жидкостью. Растекае-
мость смесей должна быть не ниже растекаемости исходных смеши-
ваемых жидкостей.
Методика оценки влияния буферной жидкости на время загу-
стевания цементных растворов. Время загустевания смеси цемент-
ного раствора с буферной жидкостью определяется на консисто-
метрах КЦ-З, КЦ-4, КЦ-5. Испытания проводят при температуре
20 и 90 °C. Буферная жидкость и цементный раствор берутся в
объемном отношении 1 : 9, 1 : 3 и 1:1. Для сравнения на этом же
консистометре следует определить время загустевания исходного
цементного раствора. Во всех случаях смешение буферной жидко-
сти с цементным раствором не должно сокращать время его загу-
стевания.
Методика определения стабильности буферной жидкости. Ста-
бильность буферных жидкостей оценивается аналогично оценке
стабильности буровых растворов на седиментационном цилиндре
СЦ-2.
Порядок проведения опытов следующий:
1)	утяжеленную буферную жидкость заливают в седимента-
ционный цилиндр и выдерживают в покое в течение 15 мин;
2)	сливают буферную жидкость из верхней части цилиндра СЦ-2
через сливное отверстие в его средней части и определяют ее плот-
ность р„;
3)	сливают буферную жидкость из нижней части цилиндра СЦ-2
п определяют ее плотность р„.
Буферная жидкость считается стабильной, если будет выпол-
няться условие Ар -= р„—р„ < 100 кг/м3 (величина 100 кг за 15 мин
взята за основу, однако обоснование ее еще потребует корректи-
ровки). Оценку стабильности проводят при температурах 20 и
80 "С.
Методика определения водоотдачи буферной жидкости. Этот
показатель качества определяется на приборе ВМ-6 при темпера-
туре 20 и 80 °C. После измерения водоотдачи готовят буферную жид-
6 Заказ № 485
161
кость с таким содержанием жидкой фазы, при котором плотность
жидкости будет равна плотности буферной жидкости после испы-
тания на ВМ-6. Растекаемость загущенной буферной жидкости по
конусу АзНИИ при температурах 20 и 80 °C должна быть не ниже
16 см. Определение фильтрации при температуре ведется с исполь-
зованием термошкафа.
Методика определения коррозионной активности буферной жид-
кости. Когда буферная жидкость остается в затрубном простран-
стве, ее коррозионное воздействие на обсадную колонну может
привести к преждевременному разрушению последней. Корро-
зионную активность можно оценить косвенным путем, измеряя pH
среды. Необходимым условием пригодности буферной жидкости
к оставлению ее в скважине является обеспечение рН/>7.
Для составления рецептуры буферной жидкости с регулируе-
мыми свойствами на водной основе можно использовать компоненты
или их композиции, придающие буферной жидкости структурно-
механические свойства, обеспечивающие удержание твердого утя-
желителя и нейтральные по отношению к буровым и цементным
растворам.
В процессе поиска пригодных рецептур были исследованы:
смесь 6 %-ного водного раствора Na2SO3 с 4 %-ным водным
раствором алюмината натрия в самых различных соотношениях;
лёссовые водные системы с добавлением жидкого стекла;
40 %-ный водный раствор Na2SO3 с добавлением 10 % отходов
ксилитанового производства;
водные растворы аэросила;
водные растворы шламлигнина и лигнинов различных гидролиз-
ных заводов с добавками щелочей и других компонентов. Кроме
того, испытывали лигнины, полученные после гидролиза различ-
ных материалов (подсолнечной лузги, рисовой и хлопковой шелухи
и др.).
Удовлетворительные результаты получены при работе с буфер-
ными жидкостями с добавками лигнинов. Эти жидкости легко утя-
желялись до плотностей 2000—2300 кг/м3, были индифферентны
составу буровых и цементных растворов, обработанных различ-
ными химическими веществами в широком интервале температур,
характеризовались пониженной водоотдачей и не вызывали уско-
рения схватывания цементных растворов.
Наибольшее внимание в процессе экспериментов привлек агрн-
мус — разновидность лигнина, получаемого в присутствии фос-
форной кислоты. Он содержит окисли фосфора, способствующие
образованию в буровом растворе полифосфатов, являющихся хо-
рошими разжижителями, предупреждающими коагуляционные яв-
ления. В процессе гидролиза агримус стабилен вследствие одно-
родности материала, идущего на гидролиз (кукурузная кочерыжка).
Исследования буферной жидкости па основе лигнинов показали,
что она индифферентна по отношению к составу буровых и цемент-
ных растворов. Плотность ее может быть увеличена до 2200 кг/м3.
162
Недостатками этой жидкости являются: повышенная седимента-
ция при плотности 1200—1500 кг/м3 и повышенная вязкость при
плотности выше 1800 кг/м3. Для устранения недостатков в приго-
товленный 10 %-ный раствор агримуса с определенными заранее
величинами Ар, ц, т0 вводили различные полимеры с концентра-
циями 0,1; 0,2; 0,3; 0,4 и 0,5 %. Растворы перемешивали и по изу-
чению этих показателей оценивали влияние полиакриламида, М-14,
метаса, КМЦ. Наиболее эффективный из перечисленных реаген-
тов кмц.
Одно из основных условий создания любой буферной жидкости,
в том числе и на основе агримуса,— обеспечение высокой скорости
приготовления сс из буровой. Поэтому все измерения, проводились
через 2 ч после начала затворения составных компонентов буфер-
ной жидкости. Был приготовлен раствор, содержащий 10 % агри-
муса и 0,75 % NaOH. Через 1 ч после затворения агримуса водой
смесь имела условную вязкость 24,5 с по СПВ-5, возросшую после
добавления NaOH до 30 с. Спустя 2 ч жидкость утяжелили до плот-
ности 2100 кг/м3, в результате, чего раствор через воронку не про-
текал. Введение в буферную жидкость КМЦ-500 существенно
изменяло ее вязкость и седиментационную устойчивость
(рис. 60).
При использовании КМЦ-600 надо дозировать его содержание
более строго, так как в противном случае вязкость может в ряде
случаев сильно возрасти. Результаты показали, что для буферных
жидкостей разных плотностей оптимальная добавка КМЦ-600 со-
ставляет 0,1—0,2 %, так как величины реологических показате-
лей 1] и ту при таком содержании КМЦ невелики, а буферная жид-
кость седиментационно устойчива.
Водоотдача В буферной жидкости, статическое напряжение
сдвига 0, условная вязкость Т и плотность р в зависимости от ко-
личества КМЦ и утяжелителя характеризуются данными, приве-
денными в табл. 15.
Рациональная рецептура буферной жидкости следующая'. 10 "6
агримуса, 0,75 % NaOH, 0,1 —0,2 % КМЦ и до 100 % воды.
Несмотря на сравнительную простоту приготовления описан-
ной выше буферной жидкости па основе агримуса, необходимы на-
личие па буровой исходных компонентов и достаточная точность
их дозирования, что не всегда выполнимо. Более просто при мини-
мальных затратах труда и средств приготовить буферные, жидко-
сти из серийно выпускаемых расфасованных сравнительно дешевых
концентратов.
Работы показали приемлемость рецептур при замене каустико-
вой соды кальцинированной. Для разработки оптимальной”рецеп-
туры п уточнения характера влияния компонентов на свойства
буферной жидкости на основе агримуса, кальцинированной соды
и КМЦ был проведен плановый эксперимент. В качестве критериев
оптимизации оценки качества буферной жидкости выбрали мини-
мальные реологические параметры (структурная вязкость и дпна.
6*
163
Рис. 60. Зависимость условной
вязкости и седиментационной
устойчивости буферной жидкости
от добавок КМЦ при температу-
ре 20 JC
ТАБЛИЦА 15
		1900	9,0	430	0,36/1,8
0,10	1900	8,0	137	0,36/0,64
0,152	1900	8,0	181	0,5/1,0
0,26	1900	7,0	313	0,86/1,12
—	1100	28,0	42	Не замеря-
				лась
0,075	1100	16,8	36	То же
0,15	1100	13,0	26	»
0,30	1100	10,0	45	»
мическое напряжение сдвига) при величине седиментации,
Ар <100 кг/м3.
Уравнения регрессии для определения седиментации, вязкости
и динамического напряжения сдвига, полученные в результате
обработки данных экспериментов на ЭВМ, имеют вид:
р - —1,7 -|-0,26x4—0,01х2—0,08х3 4-0,086х4—О.ООБдцац —
—0,0007х2х4 — 0,01 х3х4—0,01 х?—0,0004x4;	(156)
г] = 14,2 — 1,95^4—5,7х2 — З1х3 — 0,06х4—0,076x4X2 4- 7,6X4X3 4-
х3х4 ф 0,008х4;	(157)
т0 130,3—14,lxj — 10х4 4-1,11Х1Х4.	(158)
Здесь Xi — содержание агримуса; х2 — содержание соды; х3 —
содержание КМЦ; х4 — содержание барита.
Регрессионный анализ показал, что не все исследуемые фак-
торы одинаково влияют на седиментацию, вязкость и динамиче-
ское напряжение сдвига. Из уравнения (156) видно, что с увеличе-
нием содержания агримуса, КМЦ и барита седиментация умень-
шается и наоборот, что полностью согласуется с эксперименталь-
ными данными.
Из уравнения (157) следует, что вязкость описывается моделью
первого порядка, т. е. все исследуемые факторы существенно
влияют на параметры буферной жидкости. Наибольшее влияние
оказывает содержание КМЦ, наименьшее — содержание агримуса.
Во всех случаях с увеличением содержания всех компонентов вяз-
кость возрастает и наоборот, что также подтверждается экспери-
ментальными данными.
Из уравнения (158) вытекает, что на величину т0 существенно
влияет только содержание барита и агримуса, причем основное
влияние оказывает агримус.
164
ТЛ БЛИЦА 16
Плот- ность р • кг/м 1	Водоотдача В, см' за 30 мин	Условная вязкость Т,	Динамическое напряжен не сдвига т,,. Па	Пластиче- ска я вязкость 1b Пас	Статическое напряже нис сдвига 0 1у|()’ Па
1100	0,013	26	0,52	0,0117	0,20/0,84
1900	0,010	52	4,6	0,0164	0,42/1,02
2200	0,008	137	7,6	0,040	0,36/0,64
Исходя из критериев оптимизации, нашли оптимальную рецеп-
туру: 82,5 % агримуса (50 %-ной влажности), 16 % соды и 1,5 %
КМЦ.
Свойства буферной жидкости из порошкообразного материала
приведены в табл. 16.
Как видно из табл. 16, буферная жидкость обладает невысо-
кими реологическими параметрами, малой водоотдачей и неболь-
шой величиной СНС. Лабораторные испытания 86 образцов разно-
образных буровых растворов, взятых на площадях Краснодарского
и Ставропольского краев, Азербайджана и Чечено-Ингушетии,
показали, что буферная жидкость разжижает практически все ра-
створы. Рецептуру порошкообразного состава, полученного в ре-
зультате математической обработки экспериментальных данных,
подвергли испытаниям.
Определяли влияние сроков хранения на качество состава. Для
этого было приготовлено 10 кг порошкообразного буферного мате-
риала, содержащего 82,5 % агримуса (50 % сухого вещества),
16 % кальцинированной соды и 1,5 % КМЦ-600. После тщатель-
ного перемешивания смесь разделили на пять частей. Из первой
сразу же приготовили буферную жидкость с В ; С = 2,4 (специ-
ально несколько заниженным) и определили пластическую вяз-
кость ц, динамическое т0 и статическое 0 И) напряжения сдвига,
водоотдачу В на условную вязкость Т.
Остальные четыре части разместили в четырехслойные бумаж-
ные мешки и оставили на хранение под навесом на открытом воз-
ТЛЬЛИЦЛ I"
П а [4а метры буфер ноii жндкости	1	Сроки .хранения состава, мое. ।			
	и		1	6
i|, Па с	0,0385	0,0-10	0,039	0,038
т„, Па	8,7	8.9	7,4	7.9
В, см3 за 30 мин	1 0	8	9	10
0,/1(„ Па	0,13/0,2	0,21/0,32	0,2/0,21	1,72/1,90
7', с	50,4	50,2	55,0	49,4
165
ТАБЛИЦА 18
Цемент	Растекаемость. см					
	цементного раствора	буферной жидкости	зон смешения буферной жидкости с цемент- ным раствором при соотношениях			
			Ч : 1	3 : 1	1 : 1	1 : 3
Г1ортл;н'Д-	18	24	23	23	22	20
цемент УЩ1Д-120	21	24	23	2.3	22	22
УЦГ-1	16	24	22	22	21	17
духе под давлением 0,1 Па (максимальное давление в штабеле из
шести мешков порошкообразного материала). Давление создава-
лось для проверки состава на слежпваемость. Через каждые 2 мес.
брали один из мешков, готовили из него буферную жидкость с тем
же В : С 2,4 и определяли те же параметры, что и перед заклад-
кой на храпение.
Результаты работы показали, что после хранения в течение
6 мес. порошкообразного материала свойства буферной жидкости
не ухудшились (табл. 17).
При добавлении буферной жидкости к цементному раствору
последний не загущается (табл. 18).
На загустевание зон смешения влияют добавки к жидкости за-
творения цементных растворов. Для оценки этого влияния иссле-
довали растекаемость смесей буферной жидкости с цементным ра-
створом в соотношении 1 : 3 для различных цементов и их обра-
Рис. 61. Зависимость'водосмесевого от-
ношения и реологических показателей
от степени утяжеления буферной
жидкости при t 20 ‘С
боток при температуре 90 " С.
Исходная растекаемость бу-
ферной жидкости составляла
23 см при плотности 1500 кг/м3
(табл. 19).
Данные* табл. 19 свиде-
тельствуют о том, что прак-
тически со всеми цементными
растворами буферная жид-
кость совместима.
Работы показали, что за-
густевания цементных рас-
творов при смешении их
с буферной жидкостью не
происходило. Зависимость
водосмесевого отношения и
реологических показателей от
степени утяжеления буфер-
ной жидкости показана на
рис. 61.
166
ТАБЛИЦА 19
Цемент	Содержание добавок, д,						
	Mil 0,2	Окзил (1,5	ВКК (1,2	св к (1,1	ССБ 0,3	КССБ (1,3	К.Сг.Х)
УЩЦ-200	21/18	25/18	2117	25/20	25/25	24/23	25/25
УЦГ-2	—	24/21	19.21	17/23	25/25	—	25/25
ОЦГ	24/16	22/18	25/23	24/22	25/25	25/25	25/25
ошц	25/16	25/25	>25/25	25/25	>25/25	> 25/25	25/25
Портланд-	25/20	14/15	25/21	22,5/18	25/25	—	>25/18
цемент 111ПЦС-200	25/25	24/23	25/23	25/21	23/22	25/25	25/25
II р и м с ч а и н е. В числителе — растекаемости смеси буфер ной
пым раствором, в знаменателе — растскаемость цементного раствора.
жидкости с цемент-
Приготовление буферной жидкости отличается простотой и за-
ключается в следующем. В известное количество воды загружается
необходимое количество порошкообразного материала, определен-
ное с помощью рис. 61. После 2 ч перемешивания жидкость готова
к утяжелению и использованию по назначению. Разработанная
буферная жидкость успешно прошла промысловые испытания.
ЦЕНТРИРОВАНИЕ И РАСХАЖИВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
ЦЕНТРИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНАХ
В скважине после спуска обсадной колонны образуются защем-
ленные зоны бурового раствора, являющиеся потенциальными
зонами каналообразований. Установлено 15I, что в эксцентричном
кольцевом сечении (рис. 62) с межцентровым расстоянием с сК|,
циркуляция вязко-пластичной жидкости восстанавливается с об-
Рис. 62. Ориентировочная
форма сечения потока при
эксцентричном положении
труб и скважине
О 0,2 Ок 0,6	0,8 Г*
Рис. 63. Диаграмма для оп-
ределения области сущест-
вования застойной зоны
167
Рис. 64. Изменение пло-
щади сечения н зависимо-
сти от эксцентриситета
Рис. 65. Изменение относи-
тельных значении” площади и
гидравлического радиуса пото-
ка от отношения радиусов ко-
лонны и скважины:
1 — для случая минимальною экс-
цсптриситетгу 2 -• <max > t> ^р,-
:i “ г тах “ / (г е)
разеванием застойных зон. Зави-
симость скр = скр/7?с от величины
гк = гЛ приведена на рис. 63.
Площадь поперечного сечения
образующего потока So изме-
няется в зависимости от с: при снижении с от стах до скр сечение
S(l сначала уменьшается и достигает минимума SOinin, а затем,
увеличившись при с|<р, становится равным площади сечения всего
кольца S. Эта зависимость в координатах с—So при ги = 0,6 по-
казана на рис. 64, где So — Sn/S.
Изменения So при с = стах и SOmill от гк приведены на рис. 65.
Из графика видно, что при с = стах площадь образующегося по-
тока для гл = 0,5ч-0,9 составляет 82—50 % площади всего коль-
цевого сечения, а при стах>с>скр она уменьшается до 65—47 %.
При недостаточном отклонении колонны от стенки скважины цен-
трирующие устройства могут быть причиной увеличения застойных
зон.
Условие предупреждения возникновения застойных зон при
с < скр, согласно рис. 62, можно выразить уравнением
5цр — 1 f кр с кр,	(1о9)
где 6кр = SKp/2?c.
После некоторых преобразований получим
Ц Л<Р ^кр	(160)
Эта зависимость приведена на рис. 66. С помощью графика
можно определить максимальный диаметр скважины Пкр, в кото-
рой при радиусе колонны гк и отклонении 6кр циркуляция вязко-
пластичной жидкости восстанавливается без образования застой-
ных зон.
168
ТАБЛИЦА 20
Величину отклонения 6 вычисляем ио формуле
6	(161)
где А’ц — радиус центрирующего элемента после спуска центратора
в скважину; гк — радиус колонны.
Определив 6, на рис. 66 находим соответствующее значение
6/гк н проводим параллельно оси гк прямую до пересечения с кри-
вой критических значений 6кр/гк. Затем параллельно оси 6кр/гк
проводим прямую до пересечения с осью гк. По полученному зна-
чению гк определяем Окр из выражения
Ц,р - 2r,K.	(162)
В табл. 20 приведены данные о центрирующей способности
пружинных фонарей для колонн диаметром 146 мм. Как видно из
таблицы, при использовании пружинных центраторов (при усло-
вии недеформируемости центрирующих элементов) циркуляция и те-
чение вязко-пластичной жидкости восстанавливаются без образо-
вания застойных зон в области структурного режима течения в сква-
жинах, коэффициент кавернозности которых не превышает 2,0—
2,4. Если же в скважине центраторы деформируются до диаметра
долота, то их эффективность незначительна. В этом случае образо-
вание застойных зон предупреждается в скважинах, коэффициент
кавернозности которых не превышает 1,1 —1,3. Поэтому при ис-
пользовании пружинных центраторов цементный раствор следует
продавливать в скважину только при высоких скоростях восходя-
щего потока жидкости в кольцевом пространстве, обеспечивающих
расширение потока но всему сечению. На практике данное условие
соответствует требованию
Рщ 'Рь	(163)
169
где рпр — гидравлическое сопротивление при продавливании це-
ментного раствора в скважину; — избыточное давление на устье
при восстановлении циркуляции после спуска колонны в скважину;
rr. max определяется из рис. 65 в соответствии с диаметром колонны
и скважины (г,-. тах — гидравлический радиус части эксцентричного
кольцевого сечения, величина которого максимальна по сравнению
с гидравлическим радиусом других фигур, заключенных в том же
сечении; гг. тах— отношение г,. тах к гидравлическому радиусу
всего кольцевого сечения).
Существует много различных конструкций центраторов как с же-
сткими ребрами, так и с упругими планками, изготовленными из
рессорной стали. Наиболее высокими центрирующими способно-
стями обладают жесткие центраторы, но из-за опасности заклини-
вания колонны в процессе спуска их применяют только в скважи-
нах с устойчивыми стенками при отсутствии сужений, выступов
и резких перегибов.
В отечественной практике бурения наиболее широко исполь-
зуются пружинные центраторы ЦПР и ЦЦ-1, разработанные во
ВНИИБТ и ВНИИКРнефти.
Центраторы ЦЦ-1 отличаются от ЦПР тем, что кольца ЦЦ-1
изготовляются из трех дугообразных пластин в зависимости от
диаметра центратора, на каждой из которых закрепляют концы
двух пружинных планок.
Центраторы разработаны для всех размеров обсадных колонн
ЦЦ-146/191-216-1, ЦЦ-168/216-245-1, ЦЦ-140/191-216-1, ЦЦ-168/251-
270-1 и ЦЦ-245/295-320-1.
Для определения показателей центраторов ВНИИКРнефтью
разработан и изготовлен специальный стенд, позволяющий все-
сторонне их испытать.
Пружинные центраторы типа ЦЦ-1 по сравнению с существую-
щими конструкциями центраторов имеют следующие преиму-
ще ства:
более надежное крепление планок к полукольцам, полностью
исключающее их выпадение как при транспортировании, так и в
процессе работы;
отсутствие люфта в соединениях пружинных планок с полуколь-
цами, обеспечивающее одновременную работу всех пружин при
равномерном их нагружении;
соединение планок с полукольцами, не уменьшающее внутрен-
ний диаметр центратора, что позволяет ускорить процесс установки
и закрепления их на обсадной колонне;
полное отсутствие сварных соединений;
возможность транспортирования центраторов в компактном со-
стоянии или в виде собранных половин, что уменьшает объем тары
и обеспечивает более полную загрузку транспортных средств.
Основные технические данные разъемно-разборных центраторов
ЦЦ-1 приведены в табл. 21.
170
ТАБЛИЦА 21
Шифр центратора	Диаметр, мм			Длина в свободном состоянии, мм	Число планок	Масса, кг, не более
	услов- ный	внутрсн- н н й	наруж- ный			
ЦЦ-114.'146-165-1	111	1 17	210	620	1	9
ЦЦ-127/165-190-1	127	130	340	620	•1	9,5
IЦЦ-140/190-216-1	140	143	264	620	6	10,0
ЦЦ-146/190-216-1	146	149	270	620	6	10,3
ЦЦ-146/222-251-1	146	149	300	620	6	10,6
ЦЦ-168/216-244-1	168	172	292	680	6	11,3
ЦЦ-168/250-270-1	168	172	320	680	6	11,8
ЦЦ-178/244-270-1	178	182	330	680	6	13,1'
ЦЦ-191-244-270-1	194	198	320	680	6	14,5
ЦЦ-219/269-295-1	219	223	345	680	6	16,0
Ц11-245/295-320-1	24.5	249	470	680	8	16,8
ЦЦ-273/349-1	273	277	400	680	8	20 5
ЦЦ-299/349-381-1	299	303	430	680	8	25,0
ЦЦ-324/394-1	324	328	445	680	10	28,0
ЦЦ-3 10/394-445-1	340	34 1	510	680	10	30,0
ЦЦ-351/445-490-1	351	355	540	680	К)	33,0
ЦЦ-377, 490-1	377	381	566	680	12	35,0
ЦЦ-407/508-1	407	411	55S	680	12	40,0
ЦЦ-426/508-1	426	430	580	680	12	42,0
Центратор ЦЦ-1 (рис. 67) состоит из двух обойм и пружинных
планок. Обойма представляет собой три и более (в зависимости от
разора центратора) штампованных сегментов, соединенных пет-
лямш.
В сегменте закрепляются концы двух планок. Каждый конец
планки имеет паз, в который отгибаются язычковые элементы сег-
мента, что обеспечивает заделку конца планки. Планки изготов-
ляются из пружинной стали и термообрабатываются. Центратор
комплектуется ограничительным кольцом. Оно устанавливается
и закрепляется на обсадной трубе. Центратор устанавливают после
закрепления ограничительного кольца, которое располагается
внутри центратора.
При сборке центратора конец готовой пружинной планки про-
пускают через горизонтальные просечки и устанавливают таким
образом, чтобы пазы планок совмещались с отогнутыми сторонами
вертикальных прорезей. Затем выпрямляют отогнутые части полу-
колец и вводят их в пазы пружинных планок. Другой конец пру-
жинной планки таким же способом закрепляют во втором полу-
кольце. Аналогичным образом между двумя полукольцами закреп-
ляют остальные пружинные планки. Такое крепление последних
полностью предотвращает радиальное и осевое смещение их отно-
сительно полуколец и исключает уменьшение внутреннего диаметра
центратора при сборке.
Для соединения готовых половинок центратора между собой
боковые кромки полуколец, выполненные в виде петлевых про-
171
S
u
Рис. 67. Пружинный центратор ЦЦ-1 в собранном виде (а) и сегмент центра
тора (б)
ушин, совмещают до совпадения их отверстий и в них вставляют
штыри.
Место установки центратора на обсадной колонне выбирают
согласно методике. Если по расчету центраторы попадают в зону
каверн, диаметр которых больше диаметра центратора, то необ-
ходимо устанавливать их в интервалах, где ствол скважины имеет
номинальный диаметр. При наличии кавернозных зон значительной
мощности центраторы устанавливают по расчету.
МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОБЩЕГО ЧИСЛА ЦЕНТРАТОРОВ
И РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ НИМИ
Расчет 1 основан на решении уравнений изгиба обсадной колонны
для ее сжатой и растянутой зон при условии опирания колонны на
пружинные центраторы с учетом ее длины над центратором и под
ним. Для облегчения и упрощения расчета разработана номограмма
(рис. 68), которая позволяет определить расстояние между центра-
торами поинтервально на участках с одинаковым искривлением
ствола скважины. При составлении номограммы исходили из ус-
ловия, что стрела прогиба колонны не превышает ’/4 кольцевого
зазора между обсадной трубой и стенками скважины.
1 Методика составлена совместно с Н. Р. Рабиновичем и С. Г. Вар.
таня нцем.
172
Согласно разработанной методике для определения расстояния
между центраторами и их числа рассматривается положение ко-
лонны в момент окончания продавливания цементного раствора
в затрубное пространство. При этом обсадная колонна растяги-
вается в верхней части под действием собственного веса и столба
бурового раствора, находящегося внутри нее, и сжимается в ниж-
ней части выталкивающей силой, создаваемой цементным раствором
в затрубном пространстве.
На границе этих зон существует нейтральное сечение. Расстоя-
ние Н (в м) от башмака колонны до нейтрального сечения может
быть определено по следующей формуле:
Н	р] D*pz
где £)„ и £)„ — наружный и внутренний диаметры обсадной ко-
лонны, м; /7Ц — высота подъема цементного раствора в кольцевом
пространстве (от забоя), м; рц, рт, р — плотность1 соответственно
цементного раствора, материала обсадных труб и бурового раствора,
кг/м3; z—общая длина обсадной колонны, м.
Вычисляется безразмерный параметр А по формуле
д т/72(£)с- D„)cos«
0,8£/ sin а
где т — масса 1 м обсадной трубы, кг; D, — диаметр скважины, м;
173
a — зенитный угол данного участка; Е — модуль упругости, Па;
/ — полярный момент инерции площади сечения трубы, м4.
На оси абсцисс номограммы вправо от нулевой точки следует
отложить значение найденного параметра А и провести через полу-
ченную точку прямую линию параллельно оси ординат.
Через точки пересечения этих прямых с линиями, определяю-
щими расстояние от низа обсадной колонны до участка установки
центратора, провести прямые, параллельные оси абсцисс, до пе-
ресечения с соответствующей прямой, определяемой параметром С-.
С ^El,'рН cos а.	(166)
Из точки пересечения горизонтальной линии с соответствую-
щим лучом, на котором лежит найденное значение С, опустить пер-
пендикуляр на левую ветв[3 оси абсцисс номограммы, где указаны
искомые расстояния между центраторами.
При разной кривизне ствола всю скважину делят на участки
с примерно одинаковой кривизной и определяют параметры А и С
для каждого участка. Затем аналогичным путем находят расстоя-
ние между центраторами для каждого участка.
В случае последовательного закачивания цементных растворов
различной плотности необходимо суммировать значения составных
столбов жидкости в кольцевом пространстве.
Пример расчета. Исходные данные: z =- 2300 м;
= 0,168 м; £)„	0,152 м; т = 32,6 кг; Dc ~ 0,214 м; рц
— 1 800 кг/ма; плотность гельцементного раствора ртц = 1 550 кг/м3;
р — 1 200 кг/м3; рт = 7 800 кг/м3; Е = 2,1 Па; высота подъема
цементного раствора h} — 600 м; высота подъема гельцементного
раствора h., — 1000 м; высота бурового раствора за колонной h:t —
700 м; угол искривления ствола скважины по интервалам:
2300—1700 м — 6', 1700—1300 м — 10°, 1300—600 м — 12°, 600—
250 м — 18°.
Центраторы устанавливают в интервале подъема цементного
и гельцементного растворов.
Разделим интервал подъема цементного и гельцементного раст-
воров на участки в зависимости от среднего значения угла кривизны
скважины: 1-й 2300—1700 м; 2-й 1700 — 1300 м; 3-й 1300—700 м.
Определим высоту сжатой зоны обсадной колонны по формуле
(164)
„	0.1682(600-1,8 ( 1000-1,55 Ц 700-1,2)—0.1522-1,2-2300
~	— ООО М.
(0,1682 — 0,1522)7,8
Жесткость труб
EI - 2,1-£-(О,,—О4);
64
EI .2,1 —- L— (0,1684 —0,1524) - 2,1-1310 МПа
174
ТАБЛИЦА 22
Интервал центрировании (от забоя), м	Зенитный угол, градус	А	с	Расстояние меж- ду центратора- ми, м	Число цент- раторов в интервале
0—215	6	5,1	3	10	22
215—430	6	5,1	3	14	15
430—645	6	5,1	3	17	12
645—860	10	2,9	3	17	12 .
860—1075	10	2,9	3	17	12
1075—1290	12	2,3	3	18	12
1290—1505	12	2,3	3	19	И
1505—1720	12	2,3	3	20	11
1720—1935	—	—.	—	—.	—
1935—2150	—	—	—	—	—
2150-2365	—	—	—	—	—
Найдем значение А для каждого участка из выражения (165):
при О' 6 '
.	32.G-8652 (0,214 — 0,168) 0,99G'2	...
А ; -----------~------------------- 5 г,
0,8-2,1. 1310-102-0,104
при а = 1(1
Т1  8652 (0,214 — 0,168) С, 9842	? „
О,8-2,1 1310 102 0,173
при а = 12
32,6-8652 (0,214	0,168) 0,9782 %
0,8-2,1-1310-102-0,208
Определим параметр С для каждого участка
по формуле (166):
V 2,1-1310- Ю2
--------------------3,12;
32,6-865 -0,993
V2,1 - 1310-102	„ . ,
------------------- 3,14-,
32,6-865-0,984
V 2,1-1310-102
--------------------3,15.
32,6-865-0,978
В зависимости от значений Н, А, С по номограмме находим рас-
стояние между центраторами (табл. 22).
РАСХАЖИВАНИЕ И ВРАЩЕНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Результаты геофизических исследований цементировочных работ
показывают, что расхаживание обсадных колонн в процессе цемен-
тирования с использованием растворов с пониженной водоотдачей
существенно повышает качество разобщения пластов, так как уве-
175
личивается полнота вытеснения бурового раствора. Одной из при-
чин положительного влияния эффекта расхаживания обсадных
колонн на полноту вытеснения бурового раствора является разру-
шение его структуры п изменение положения колонны в процессе
движения относительно стенок скважины, что открывает доступ
потоку буферной жидкости и цементного раствора в застойные зоны
в желобные выработки. При этом происходит турбулизация потока.
В процессе цементирования расхаживание колонны влияет на
вытеснение глинистого раствора цементным. Подъем колонны дает
положительный, а спуск — отрицательный эффект. Главное за-
ключается в разрушении структуры защемленного глинистого раст-
вора и замещении его цементным с одновременным увеличением при
движении колонны вверх.
При наличии скребков в процессе расхаживания (вращения)
обсадных колонн стенки скважины очищаются и обеспечивается
контакт цементного раствора с породами.
ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ РАСХАЖИВАНИЯ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Расхаживание и вращение колонн для повышения качества цемен-
тирования колонн следует проводить во время движения цемент-
ного раствора. Эта операция целесообразна и до выхода раствора
в заколонное пространство. Гидродинамическое давление на пласты
при вращении колонны меньше, поэтому при наличии в разрезе
пластов, склонных к поглощению, целесообразнее применять вра-
щение, а не расхаживание.
Американская практика (В. Гойнс и И. А. Холли) показывает,
что при расхаживании существенно повышается качество цементи-
рования скважин. Одновременное применение скребков и центра-
торов увеличивает успешность работ. Расхаживание и вращение
обсадной колонны обеспечивают успешность цементирования в
92 % случаев.
В зарубежной практике немало случаев расхаживания обсад-
ных колонн в глубоких (до 5000 м) и наклонных (при углах искрив-
ления до 60°) скважинах.
Расхаживание колонн при цементировании скважин необхо-
димо в случае возможности прихвата колонн п возникновения в них
больших растягивающих усилий в результате значительной раз-
ницы температур находящихся и закачиваемых в скважину жид-
костей .
Когда обсадная колонна оказывается прихваченной после пе-
редачи ее веса на ротор, в процессе закачки цементного раствора
(особенно в зимнее время, когда температура закачиваемого раст-
вора значительно ниже выходящего) происходит охлаждение. При
этом уменьшается длина колонны
/' /0(1-аД/),	(167)
где /' — длина колонны после охлаждения, м; /() — длина колонны
176
обсадных труб после прогрева, м; а = (10,6-4- 12,2)/10ь — коэффи-
циент линейного расширения углеродистой стали, для расчетов
принимаем а 1,15-10-5; At— средняя величина охлаждения
колонны.
После охлаждения длина колонны уменьшится на А/ /„—I'.
Тогда можно записать, что
А/ 1,15-1 О' 5/0АТ	(168)
Выше было показано, что длина оставленной в роторе колонны,
если ее низ прихвачен, при охлаждении уменьшается на величину
А/. При этом усиливается растяжение колонны, которое по закону
Гука равно:
Л/ l0P!EF,	(169)
где Р — усилие растяжения; Е — модуль упругости; F — площадь
сечения трубы.
Из формул (168) и (169) следует
Р (1,15-EFAOTO5	1,15-10~5Е77А/.
Подставив значение Е -- 2,1  10°, получим
Р 24,2FAt.	(170)
Из формулы (170) видно, что дополнительное усилие, возникаю-
щее в результате охлаждения прихваченной обсадной колонны, за-
висит практически только от степени охлаждения труб и среднего
значения площади их сечения. Если в процессе цементирования
обсадных труб диаметром 146 мм с толщиной стенки 10 мм прои-
зошло снижение температуры на 30°, т. е. At 30", то усилие ра-
стяжения
Р 2I.2/-V 24,2-42-30 305 000 И 305 кН.
Для труб диаметром 273 мм с толщиной стенки 10,5 мм при ко-
эффициенте запаса на страгивание резьбовых соединений k == 1 ,4
Р 2\.2F\l 24,2-86-30 -625 000 Н 625 кН.
Фактическое значение коэффициента k = 0,96.
В данном случае не принималась во внимание потеря веса труб
в буровом растворе. Отсюда ясно, почему максимальное число ава-
рий происходит с колоннами большого диаметра, спускаемыми
в качестве промежуточных. Примером могут быть осложнения в
скв. 100 Озек-Суат, в скв. 4 Русский Хутор и др.
Связывать возможности расхаживания обсадной колонны с оп-
ределенной глубиной скважины нет оснований, поскольку колонны
в процессе цементирования расхаживались в открытом стволе на
участках длиной до 4000 м. Во всех случаях необходимо учитывать
геологические условия и состояние ствола скважины для предуп-
реждения гидроразрыва пластов.
177
ОСЕВЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ВЕРХНИХ ТРУБАХ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
ПРИ ЕЕ РАСХАЖИВАНИИ
Абсолютный прирост нагрузок на расхаживаемые колонны в ре-
зультате возможных затяжек не превышает 10—15 % их теорети-
ческого веса. Прирост же нагрузок на прихваченные колонны со-
ставляет до 30 %. Следовательно, при цементировании обсадных
колонн с расхаживанием значительно снижается вероятность их
нарушения от дополнительных напряжений, связанных с измене-
нием температурных усилий.
Указанные положения исследовали па экспериментальной сква-
жине (см. рис. 38). Для создания избыточных давлений в трубах
или кольцевом пространстве устье скважины было герметизировано
специальной головкой. Наличие двух резиновых колец-сальников
позволяло расхаживать колонну на длину верхней трубы. Такая
обвязка устья скважины давала возможность проводить промывку
по замкнутому циклу и расхаживание 73-мм труб, подвешенных на
талевой системе агрегата «Бакинец-ЗМ».
Для измерения осевых нагрузок использовался силовой магнито-
упругий датчик, который был установлен между двумя элевато-
рами, поддерживающими на устье насосно-компрессорные трубы.
Изменение нагрузки на верхние трубы регистрировалось самопи-
шущим прибором. Погрешность измерений во всех опытах не пре-
вышала 5 % .
Для замера давлений применяли тензодатчики ЛХ-412/80, уста-
новленные на устье, в трубах и кольцевом пространстве скважины,
тензометрический усилитель ЛХ-5515 и осциллограф Н-700. Ско-
рость спуска или подъема колонны в каждый момент времени фик-
сировалась специальным прибором с регистрацией величины ее
изменения на ленте осциллографа.
Всего проведено около 60 экспериментов по изучению изменения
осевой нагрузки на верхние трубы расхаживаемой колонны при
прямой и обратной циркуляции. Параметры бурового раствора
были следующие: плотность 1350 кг/мя, структурная вязкость
0,03 Па-с, динамическое напряжение сдвига 15,0 Па; высота рас-
хаживания составляла 1,7—2,0 м, скорость циркуляции — 2,4 —
7,6 л/с. Скорость подъема колонны насосно-компрессорных труб,
зависящая от мощности установки «Бакинец-ЗМ», находилась в
пределах 0,1—0,4, скорость спуска — 0,1—1,2 м/с. В качестве
примера на рис. 69 приведены результаты опытов для условий пря-
мой! и обратной циркуляции. Здесь же показано изменение скоро-
стей движения колонны и давления в скважине при различных
технологических операциях.
Точка А соответствует начальной нагрузке при установившемся
режиме циркуляции. При движении колонны вверх (участок АВ)
в диапазоне скоростей 0,1—0,3 м/с отмечается рост нагрузки на
колонну в результате преодоления сил сопротивлений по стволу
скважины. Интенсивность изменения ее (при постоянной скорости)
178
Рис. 69. Изменение нагрузки на расхаживаемую 73-мм колонну труб при
прямой (а) и обратной (б) циркуляции
наибольшая в начальный момент движения, причем увеличение
скорости подъема'колонны в последующие моменты практически
не сказывается на изменении конечной величины осевой нагрузки
(точка В).
Для снижения динамических усилий начальная скорость
подъема колонны должна быть равна 0,2—0,3 м/с. При этом допол-
179
нительная ударная нагрузка на трубы, например 146-мм эксплуа-
тационные, составит
EFv	2,1 -Ю"..36,9 (0,2 ч-0,3)	_ 45 кН
гр а	5100
(а 5100 м/с — скорость распространения звука в металле).
После остановки колонны (участок ВС) нагрузка на верхние
трубы, как правило, приходит в соответствие с начальной (точка А).
Отмечены и другие положения точки С (ниже или выше начальной),
которые зависят от конфигурации 73-мм насосно-компрессорных
труб в 146-мм колонне. К этому моменту в скважине происходит
затухание колебаний давления.
При движении колонны вниз (участок CD) эксперименты про-
водили при различных скоростях ее перемещения, имитируя рав-
номерное движение, спуск труб с различными ускорениями, рез-
кое торможение и др. Отмечено, что, чем выше скорость спуска ко-
лонны в скважину, тем больше снижение осевых усилий на верх-
ние трубы колонны. Это происходит вследствие увеличения сил
сопротивления при ее движении в среде бурового раствора в усло-
виях стесненных кольцевых зазоров.
Остановка колонны (точка D) и период неподвижного положе-
ния колонны (участок DF) после спуска труб со скоростью 0,25—
0,60 м/с не вызывали нагрузок выше тех, которые были в период
подъема труб. При повышенных скоростях спуска (до 1 м/с) и по-
следующем резком торможении колебания нагрузок существенны.
Максимальная их величина (точка Е) намного превышает усилие
на верхние трубы колонны перед их расхаживанием.
Колебания давления в скважине во время спуска труб также
имеют большую величину, чем при их подъеме. Период затухания
продолжается дольше (участок EF) и в совокупности с волнами
динамических нагрузок после остановки колонны приводит к им-
пульсным колебаниям осевых нагрузок.
При резком торможении колонны труб динамические усилия
складываются со статическими, которые имеются в трубах. Следст-
вием этих усилий является упругое удлинение труб, а при неблаго-
приятных условиях — разрыв их по ослабленному сечению в за-
висимости от длины колонны и скорости, при которой трубы были
остановлены. Именно в этот период отмечается наибольшая на-
грузка на верхние трубы колонны от действия динамической силы.
Так, при спуске 140-мм колонны со скоростью 1 м/с и последующем
резком торможении ее рассчитанная дополнительная динамиче-
ская нагрузка от движущихся свободно подвешенных труб состав-
ляет около 0,15 МН.
Таким образом, в процессе расхаживания колонны наиболее
существенны в отношении возникновения дополнительных нагру-
зок два момента, которые характеризуются начальной скоростью
ее подъема и скоростью в момент остановки при движении колонны
180
вниз. В остальные этапы осевая нагрузка изменяется, но не так
существенно.
Если трубы поднимают в неосложненных условиях со скоростью
0,2—0,3 м/с, а спускают их плавно, без рывков и перед остановкой
колонны скорость не превышает 0,4—0,5 м/с, то падение обсадных
колонн при расхаживании вообще невозможно, при этом коэффи-
циент запаса прочности на страгивание резьбового муфтового сое-
динения принимают с учетом увеличения веса труб на 10—15 %.
Отмечаемые колебания давления в гидравлической системе от удар-
ных волновых процессов лишь косвенно и незначительно способст-
вуют изменению осевых нагрузок на колонну.
При исследовании расхаживания колонн в условиях прямой
и обратной циркуляции замечено, что начальная нагрузка на трубы
при установившемся режиме обратной промывки меньше, чем при
прямой циркуляции.
ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ РАСХАЖИВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ
Оценке расхаживания обсадных колонн уделяется недостаточное
внимание. Указывалось, что нагрузка, прикладываемая к обсад-
ной колонне при ее расхаживании, не должна создавать растяги-
вающие усилия, превосходящие страгивающую нагрузку в резь-
бовых соединениях и любой ее части. Дополнительные усилия не
должны превышать разность между наименьшей страгивающей
нагрузкой и растягивающим усилием от веса колонны, действую-
щим в наиболее слабом звене.
Зная величину безопасной дополнительной нагрузки, можно
определить и допустимое усилие при расхаживании колонны. До-
пустимое усилие Рржх при расхаживании:
в общем случае
Ерасх Е|(ОЛ ^ОС0бл -f-k]CTp(l —	^) ,	(171)
\	«2стр	/
при одинаковом запасе прочности по страгивающей нагрузке,
когда - k
Ррасх Екол (<ХОбл Д ^CTpfl П0Сорл);	(172)
без учета облегчения колонны в жидкости, когда k, CTD =
— h -= h
п 2 ст р " лст р
Ерасх = (1 д6стра—а)Р|!Ол.	(173)
Здесь Ркол— вес колонны в воздухе; Л>|стр, /г.2сТр — запас
прочности по страгивающей нагрузке в резьбовых соединениях
соответственно в верхней устьевой и наиболее слабой частях ко-
лонны; а0(5л = 1 —рц/р] — коэффициент облегчения при погруже-
нии труб в жидкость; а — соотношение страгивающих нагрузок
181
в резьбовых соединениях в верхней (устьевой) и наиболее слабой
частях колонны.
Эти формулы рекомендуются и в случае расхаживания хвосто-
виков. Косвенное подтверждение возможности расхаживания ко-
лонн при их цементировании — отсутствие затяжек при послед-
нем подъеме бурильных труб.
При движении обсадной колонны вверх возникает сиза сопро-
тивления, которая складывается из двух частей. Приближенное
значение первой может быть вычислено по формуле М. М. Алек-
сандрова
Т = Goi-c<7| (0,5 ! <ф/<т),	(174)
где G,,f... — вес обсадной колонны в жидкости; of — параметр,
зависящий от геометрических характеристик и физических усло-
вий скважины.
Вторая составляющая силы сопротивления обусловлена нали-
чием в обсадной колонне центраторов. Такое добавочное сопротив-
ление не поддается аналитическому определению и явно не зависит
от числа центра торов. На этом основании можно полагать, что оно
связано не е дополнительной силой трения, возникающей от упру-
гости центраторов, а с сопротивлением последних при прохождении
их через суженные участки ствола скважины. Нетрудно предста-
вить, что сопротивление центраторов возникающим при этом де-
формациям дает некоторую осевую составляющую. Таким образом,
вторая часть силы сопротивления зависит от совокупности условий ,
которые можно оценить лишь экспериментально.
Соответствующая работа была проведена на четырех площадях
Затеречной равнины (Правобережная, Русский Хутор, Ковыль-
ная, Молодежная) в скважинах глубиной от 3150 до 3800 м и при
наличии в колонне от 8 до 26 центраторов. Во всех сериях замеров
было установлено 12 ], что Toc^T<z3,2, где Тов,а— общая сила
сопротивления при наличии центраторов; Т — то же, при их от-
сутствии. Обозначив отношение названных сил сопротивления че-
рез k, выразим общую силу сопротивления с учетом формулы (174)
следующим образом:
То0щ kT &Go6coy (0,5 Poz/6).	'	(1751
Расхаживание колонны можно считать вполне безопасным,1 если
оказывается справедливым соотношение
Go6c 5^ Gofc -у 7^,,fщ,
где Go6c — вес обсадной колонны в воздухе.
Если Gq6c меньше правой части указанного выражения, не-
обходимо проверить опасные сечения (границы секций) на страги-
вание.
1 Анализ проведен совместно с М. М. Александровым.
182
Расхаживание колонны допустимо, если
>G„.-K 4- Тл + Т,-| рц р~рг p)g- Лц - 4 -Др] —,	(176)
Т]	*	(	10	J 4
где Рстр — страгивающая нагрузка для проверяемых труб; q —
коэффициент запаса прочности на страгивание; G0(K — вес в жид-
кости части обсадной колонны, расположенной ниже проверяемого
сечения; Тф — добавочная сила сопротивления, обусловленная
наличием центраторов; Tt — сила сопротивления, обусловленная
взаимодействием части колонны труб, расположенной ниже про-
веряемого сечения со стенками скважины; рн . р и р,.. р — плотности
соответственно цементного и бурового растворов; /гц — высота
столба цементного раствора в момент подхода к башмаку колонны;
Ар — перепад давления в оборудовании низа колоны; d — внут-
ренний диаметр труб проверяемой секции.
Четвертый член правой части выражения (176) характеризует
максимальное дополнительное растягивающее усилие, не отражаю-
щееся на показаниях наземных приборов, ио передающееся на резь-
бовые соединения колонны. При обычном расчете колонны на стра-
гивание влияние этого фактора не учитывается. Следовательно, его
не обязательно учитывать и в данном случае. Однако четвертый
член введен в формулу (176) для полной уверенности в безопасно-
сти расхаживания колонны.
Как видно из изложенного выше, Тф — ТоГ)Щ — Т. Подставляя
значение Tof.vl, получаем
Тф kT — T T(k 1)
пли
Гф Gorc (* — 1) <tz (0,5 4 0,6)	(177)
Силу сопротивления Tt можно представить следующим образом:
Л G..-.- (ст,), (0,5 (o-.h/6).	(178)
Подставляя значения Тф и Tt в выражение (176), после преоб-
разований находим
—Р >(Go6c)( [ 1 (<yz)t [0,5 + (су,),/6|) [-
•1
-4- Go0c (1 — kj (0,5 + 0,-/6) ф- [(рц. р- pr. р) -| Ар] ~ . (179)
Величина параметра о,, приходящаяся на длину той части ко-
лонны, которая расположена ниже проверяемого сечения, может
быть найдена из следующего соотношения:
(180)
где Т — длина части колонны, расположенной ниже проверяемого
сечения; I — полная длина колонны.
183
Внося значение (<^)t- из формулы (180) в уравнение (179), полу-
чаем условие безопасности расхаживания колонны в окончатель-
ном виде
> (Gofie), {1 4- (4) /, [о,5 + (-0 I. -1 Ga,1C(k - -
-1)0/ (0,5 1 0-) | 1(рц.. р) /1ц + Ар] .	(181)
Применительно к условиям Затеречной равнины для расчетов
следует принимать k 3,5 (с 10 %-ным запасом по отношению
к максимальному зафиксированному значению). Можно полагать,
что для скважин с углами искривления 10—15° и более величина k
должна быть меньше приведенной. Действительно, практиче-
ски не зависит от угла искривления скважины, а степень «извили-
стости» ствола, характеризуемая параметром о, как правило, воз-
растает с увеличением искривления скважины. Рост силы сопро-
тивления Т при неизменной величине должен привести к умень-
шению показателя k. Это означает, что доля сопротивлений, обус-
ловленных наличием центраторов уменьшается с увеличением пер-
вой составляющей силы сопротивления. Таким образом, для каж-
дого района желательно уточнять величину k.
Для большей безопасности эксперимента можно предложить
контрольный спуск бурильной колонны со специальным хвосто-
виком или патрубком и с центраторами, а затем спуск той же ко-
лонны без центраторов. Разность нагрузок на талевую систему
даст величину Зная общую силу сопротивления Т — при
движении вверх обсадной колонны с центраторами и Т, нетрудно
вычислить k. По мере накопления данных следует установить за-
висимость между силой Тф и конфигурацией ствола скважины в ин-
тервалах установки центраторов.
Предположим, что значение k известно. Определим параметр с^,
необходимый для использования формулы (181). Величина не
зависит от веса колонны, поэтому можно воспользоваться резуль-
татом замера силы сопротивления Тп перед последним подъемом
бурильной колонны. Для вычисления воспользуемся формулой
М. М. Александрова, которая для двухступенчатой колонны с гру-
зом на конце имеет вид:
V2 ,	67H
и с I-------------------
с1}1, \ ( ДД’й() -J- 3Q
щ/,-1-(Д^//,) I - 2Q
uL - 1,5-------------------,
‘/Д	( Д9ф4) I- 3Q
(182)
(18'3)
где Тг, —замеренная сила сопротивления; — длина собственно
бурильных труб; /2 —длина второй (верхней) ступени бурильной
колонны; <7j — вес в жидкости 1 м труб первой ступени; А</ — раз-
184
ность весов в жидкости 1 м труб второй и первой ступени колон-
ны; Q — вес в жидкости утяжеленного низа колонны и турбобура.
Если колонна была спущена без УБТ и турбобура, Q = 0, если
использовалась одноступенчатая колонна, = 0.
Для замера силы сопротивления Гн необходимо следующее:
при движении колонны вверх на первой скорости буровой ле-
бедки записать показание индикатора веса;
выключить двигатель и затормозить колонну с таким расчетом,
чтобы она не успела сместиться вниз;
провернуть заторможенную колонну с помощью ротора (не-
сколько оборотов) п после остановки колонны записать показание
индикатора веса;
в процессе спуска колонны па первой скорости лебедки при
включенном реверсивном устройстве записать показание индика-
тора веса;
плавно затормозить колонну и после проворачивания ее с по-
мощью ротора (несколько оборотов) записать показание индикатора
веса;
если стрелка прибора приходит па одно и то же давление после
проворачивания приподнятой и приспущенной колонны, то данное
показание соответствует собственному весу колонны;
если же добиться возврата стрелки приборов па одно и то же
деление не удается даже при дву- и трехкратном проведении опи-
санных операций, то принять, что собственному весу колонны со-
ответствует среднее арифметическое ближайших показаний инди-
катора веса после проворачивания приподнятой и приспущенной
колонны;
вычислить искомую силу сопротивления при движении колонны
вверх
Ttl altS—mS„,	(184)
где аи — коэффициент, зависящий от числа струн оснастки тале-
вой системы (при оснасгке 4 X 5 ак - 8,55, при оснастке 5 X 6 ал -
=== 10,83); S — натяжение неподвижного конца каната (по паспорту
индикатора веса); щ — число струн оснастки; So — натяжение
неподвижного конца каната, соответствующее собственному весу
колонны.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ ПРИ РАСХАЖИВАНИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Одним из наиболее важных вопросов остается определение давле-
ний, возникающих при расхаживании колонн при различных за-
зорах, глубине их спуска, режимах расхаживания и реологиче-
ских свойствах цементных растворов (г] и т0) Задача осложняется
тем, что реологические свойства изменяются при действии на це-
ментные растворы температуры, давления, при смешении их с бу-
ровым раствором и т. д. Поэтому наиболее приемлемо использова-
185
Pl
Рис. 70. С хе м/i
скважины для
оценки давлений
при расхаживании
колонны
ние экспериментальных данных при определе-
нии реологических свойств растворов в кон-
кретных условиях. Но так как эти свойства
зависят от многих факторов, целесообразно
рассчитывать величину давления при различных
условиях.
При расчетах учитывалось, что давление
при расхаживании колонн зависит от величины
зазора, длины колонны, т], т0, скорости спуска
колонны и некоторых других условий. В прак-
тике бурения газовых и газоконденсатных сква-
жин в зависимости от степени осложненное™
и глубины зазоры изменяются в довольно ши-
роких пределах. Расчеты были проведены для
нескольких пар: диаметр скважины (долота)
D—диаметр обсадной колонны D х.
Для расчета изменения давления на забое
скважины при спускоподъемных операциях ис-
пользовали следующую систему уравнений
111 ] (рис. 70):
А (ж /-,)(«, ЛД ; М )
\	То J
(185)
А д- 2r^ 1 - rt [бг! I R\- RA -4 (r! -I,-	3 I Rt—Ri ) -|-
T4r1lRi4-Rll r| (),	(186)
Ap P1-P2---W	—,	(187)
— '1
где rlt r2 — радиусы ядра потока вязко-пластичной жидкости,
заполняющей скважину; R± и —радиусы колонны обсадных
труб и скважины; щ — скорость движения колонны; т0, т|, р —
предельное напряжение сдвига, вязкость и плотность цементного
раствора; plt— р2 —давления на верхнем и нижнем концах колонны;
I — длина колонны.
Рассмотрим выражение (186) как алгебраическое уравнение 4-й
степени относительно г.,_ при фиксированных Ru R.L и Тогда
оно имеет точное решение. Для каждой пары R t и придавая ра-
диусу гг ряд конкретных значений из интервала (АД, R^), решаем
уравнение (185). Решения, удовлетворяющие условию г,<;/>•<
дадут таблицу значений функции г., ----- rn_ (rj. Аппроксимируем
эту функцию полиномом 2-й степени методом наименьших квад-
ратов
г., ar\
(188)
186
Расчеты показали, что погрешность аппроксимации для 20 раз-
личных пар 7?п 7?2 не превышала 0,05 %. При известных 7?,,
гт, Т|, т0 и / следует определить rlt r->, Ар	pt—p^-lpg. Задавая
г1Д, — Д- kh (k - 1, 2 . . .), вычисляем по формуле (188),
проверяем выполнение условия гг к<С г., /.< /?2; при нарушении
этого условия уменьшаем шаг h. Подставляя г]/г и г2к в формулу
(185), получаем в правой части 6/,  0. Находим такие г1;, и ru,+1,
при которых 6/Д.цСО. Дальше методом деления отрезка пополам
находим Гд и г,, удовлетворяющие уравнениям (185) и (188). Затем
по формуле (187) определяем Ар.
На ЭВМ «Минск-22» проведены расчеты Ар для 2(1 различных
пар /?д, /?.2 при следующем изменении параметров:
Параметр	I 111ТС|> В. 1Л изменения нара метра	Ши." измене- ния парамет 1 ]>а	1 Параметр j	II птерн л изменения пзрдмстрз	lilac нзме lic- it ИР 11 1<[) Л - метр»
/, м	1000—5000	500	г), Па-с	0,025—0,200	0,025
7>. м/с	10—100	10	j т0, Па	2,5—30,0	2,5
Функции Др = Ар (I, v, 1], т0), таблицы значений которых по-
лучены, представляем в виде полиномов (с использованием метода
наименьших квадратов). По приведенным ниже формулам относи-
тельно просто рассчитать ожидаемое давление при расхаживании
обсадной колонны.
/Для пары 7? । — 70,51 мм, Т?2 — 107 мм (колонна диаметром
141,3 мм, долото диаметром 214 мм)
Ар (0,705-10-1-!-0,666-10-2п 1 0,6309-1 (Г Ч 4 0,1078-ПГ2^! 
-| 0,127- 1О~3это)/.	. (189)
Для пары 7?j =--= 60,5 мм, 7?., = 30,5 мм (колонна диаметром
121 мм, долото диаметром 151 мм)
Ар ; (— 0,1949 + 0,1264 • 1О"1 р ф 0,1249т0 - 0,527 • 1фр ф
+ 0,2048-1О-:,ото)/.	(190)
Для пары 7?1 == 70,51 мм, 7?= 121,5 мм (колонна диаметром
141,3 мм, долото диаметром 243 мм)
Ар - (— 0,4878  10-1 ф 0,4226 • 10 2П -1- 0,4334 -1 0-jt0 ф
0,4308 • 10-3нт] -у 0,7794  1О-4это) I.	(191)
Для пары 7?! == 73 мм, РФ = 121,5 мм (колонна диаметром
146 мм, долото диаметром 243 мм)
Ар -= (— 0,5443 • 10'1 0,4384 -10~2i] ф 0,4549 • 1(Ф ’т0 -I-
-1-0,4799-10* •> -: 0,8557-10-Д>т0)/.	(192)
Для пары 7?j == 84 мм, Т?2 = 134,5 мм (колонна диаметром
168 мм, долото диаметром 269 мм)
1R7
Ар = (0,4343 -101 - 0,6008 • 10“2г] -f- 0,4293 • 10-% 4-
4-0,4497 10-3^+ 0,1094- 1О-Зото) /.	(193)
Для пары 7?! = 60,5 мм, А>2= 95 мм (колонна диаметром 121 мм,
долото диаметром 190 мм)
Ар = (—о, 1264 • 10 -1 4- 0,7155 • 10~2т] 4 0,6648 • 10'4 +
4-0,1091 10-2от1 4-0,1469- 10~3ото) I.	(194)
Анализ зависимостей (189) — (194) и более 500 графиков позво-
лил сделать следующие выводы.
1.	На рост давления при расхаживании колонн значительно
влияют динамическое напряжение сдвига < п, пластическая вязкость
т| и скорость движения колонны v.
2.	С увеличением глубины скважины при прочих равных ус-
ловиях давление при расхаживании колонны возрастает.
3.	Влияние вязкости раствора на увеличение давления тем
больше, чем выше скорость движения колонны.
4.	Наиболее действенное мероприятие ио снижению давления
при расхаживании обсадных колонн — уменьшение пластической
вязкости и динамического напряжения сдвига цементных раство-
ров.
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНОЛОГИИ РАСХАЖИВАНИЯ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
Безаварийное расхаживание обусловливается правильным выбо-
ром параметров проведения процесса. К управляемым параметрам
процесса цементирования с расхаживанием обсадной колонны
можно отнести1:
скорости расхаживания (подъем и спуск);
амплитуду расхаживания;
скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном
пространстве (или подачу ЦА);
момент начала и окончания процесса;
число и конструкцию элементов оснастки обсадных колонн (не-
посредственно при проведении процесса не изменяется), в первую
очередь скребков.
Совокупность всех перечисленных параметров является режи-
мом расхаживания обсадной колонны в процессе цементирования.
Правильный выбор сочетания режимных параметров может быть
назван оптимальным режимом расхаживания. Ограничением про-
цесса расхаживания обсадной колонны, как и всего процесса це-
ментирования, является время загустевания цементного раствора
TL[. Времена расхаживания Тр, проведения процесса цементиро-
вания Тц и загустевания Т3 находятся в следующей зависимости:
1 Анализ проведен совместно с А. А. Аракеляном.
188
Когда цементный раствор полностью закачан в затрубное про-
странство, нагрузка на пласты максимальная. Процесс расхажи-
вания в это время повысит вероятность гидроразрыва пластов.
В данном случае необходимо руководствоваться давлением гидро-
разрыва на каждой конкретной площади. Н. А. Гукасовым и
Н. Г. Чуркиным рекомендуется отношение давления гидрораз-
рыва р., к произведению плотности цементного раствора рц р на
длину колонны труб L поддерживать не более 1,19 [И, 34]:
п„/рц.гшЛ < 1,19	(195)
На практике расхаживание проводят до момента закачки
70—90 % продавочной жидкости, а в некоторых случаях даже до
посадки пробки на стоп-кольцо.
Для определения параметров расхаживания необходимо кон-
кретизировать цель проведения этой операции. Расхаживание
направлено на удаление глинистой корки и более полное замещение
бурового раствора цементным. Пока нет математических зависи-
мостей, описывающих процесс вытеснения, и невозможно опреде-
лить точно режим расхаживания, обеспечивающий максимально
возможное вытеснение. В то же время можно вполне конкретно
назвать условия, обеспечивающие относительно полное удаление
глинистой корки. Практически при проведении цементирования
с расхаживанием обсадной колонны не ставится цель про-
вести определенное число циклов расхаживания, а проводят
столько циклов, сколько позволяет время; в некоторых случаях
циклы расхаживания проводят через каждые 3—5 мин. Незави-
симо от толщины и прочности глинистой корки к 25 циклам расха-
живания с помощью корончатого скребка удаляется 93—96 %
корки и дальнейшее расхаживание становится нецелесообразным
(результаты были получены при стендовых испытаниях совместно
с Г. П. Домановым).
Конструкция скребка должна обеспечивать надежность работ,
скребущие элементы должны перекрывать весь периметр сква-
жины; гидравлическое сопротивление скребка должно быть мини-
мальным. Невыполнение требований приведет к оставлению полос
неудалепной глинистой корки, которые впоследствии могут стать
местом возникновения флюидопроводящих каналов. Однако прак-
тика расхаживания показывает, что колонны при возвратно-по-
ступательном движении поворачиваются на некоторый угол. При
большом числе скребков в случае невыполнения последнего требо-
вания во время цементирования может существенно повыситься
давление. Однако работы ВНИИКРнефти показывают, что рост
давления при наличии скребков не может быть значительным.
Таким образом, число циклов расхаживания зависит от кон-
струкции скребка.
Возникает задача проведения необходимого числа циклов рас-
хаживания за время Тг. Если обозначить скорости спуска и подъема
189
колонны соответственно через иА и и2, а амплитуду расхаживания
через то время для проведения k циклов расхаживания Т'р можно
определить по формуле
Т' kl^l/ur -|-1/«2).	(196)
Как указывалось выше, должно быть Тр Тр, иначе глини-
стая корка не будет удалена. Поэтому необходимо создавать запас
времени для проведения расхаживания. Добиться этого можно
за счет большего времени загустевания цементного раствора или
уменьшения времени на закачку буферной жидкости и цементного
раствора до момента начала расхаживания (при недопущении
гидроразрыва). При расхаживании подача насосов должна быть
такой, чтобы не вызвать повышения давления (которое может при-
вести к гидроразрыву).
На практике расхаживание колонн проводят при различных
скоростях от 0,1—0,3 до 1,0—1,5 м/с. Подача насосов при расха-
живании принимается с учетом опыта цементирования и выра-
жается через скорость восходящего потока. Рекомендуются самые
различные скорости восходящего потока: 3,0—4,5 (В. Б. Разумов
и др.), 0—4 м/с и т. д.
Имея определенную постоянную подачу насосов цементировоч-
ных агрегатов, можно рассчитать допустимые скорости спуска и
подъема колонны. При подъеме колонны во время продавки цемент-
ного раствора давление у башмака снижается до р. Величина этого
давления зависит от скорости подъема обсадной колонны, подачи
насосов, реологических свойств бурового и цементного растворов,
глубины скважины и других факторов. Необходимо, чтобы при
подъеме колонны давление р всегда было бы больше пластового,
иначе в скважину будет поступать пластовый флюид. Чтобы не
происходило «подсоса», необходимо ограничивать скорость подъема
колонны. Последнее необходимо и для предупреждения возникно-
вения опасных значений осевых нагрузок.
При спуске колонны в скважину возникающие гидродинамиче-
ские давления могут превысить давление гидроразрыва пород.
Величина возникающих давлений зависит в конечном счете от ско-
рости спуска колонны (остальные факторы принимаются неизмен-
ными). Таким образом, выбранные скорости подъема и спуска об-
садной колонны должны обеспечивать, с одной стороны, проведе-
ние необходимого числа циклов за время расхаживания, а с дру-
гой— безаварийное проведение процесса (предотвращение «под-
соса», обрыва колонны и гидроразрыва пласта).
Один из параметров расхаживания — амплитуда. Чтобы выб-
рать ее величину, вначале надо определить длину иитервала^уда-
ления глинистой корки. Предлагалось удалять глинистую корку не
по всему стволу, а выборочно. Это объяснялось’тем, что поступле-
ние газа из продуктивного пласта в затрубное пространство с це-
ментным раствором возможно как при наличии глинистой корки,
так и без нее. В то же время удаление глинистой корки против
190
продуктивного пласта ведет к тому, что в цементный раствор легче
проникает пластовый флюид или газ. При этом водоотдача цемент-
ного раствора повышается, образуются труднопрокачиваемые,
смеси-пробки, коллектор засоряется фильтратом цементного раст-
вора, что влечет за собой сложности в освоении скважины. Глини-
стую корку рекомендуется удалять над продуктивным пластом.
От интервала удаления глинистой корки зависят расстояние
межд\- скребками, их число и амплитуда расхаживания. На прак-
тике часто применяют лишь два-три скребка: один против подошвы,
другой против кровли продуктивного пласта.
Амплитуду расхаживания следует выбирать в зависимости от
расстояния между скребками: при расстоянии 9—10 м колонну
расхаживают на высоту 9—12 м. В некоторых скважинах при рас-
стоянии между скребками 10— 2G м колонну расхаживают на 5—6 м
в связи с ограниченными возможностями оборудования.
Амплитуда расхаживания колонны /а является определяющей
при выборе расстояния между скребками /с. Если ставится задача
удаления глинистой корки в интервале большой мощности то,
принимая = /с, число скребков пс = Если ставится за-
дача создания перемычек небольшой мощности, можно принять 1Я
равной мощности перемычки, что обеспечит дополнительный ре-
зерв времени для проведения расхаживания. Расстояние между
скребками определяется также геологическими условиями (если
необходимо разобщить проницаемые пласты между собой) или при-
нимается равным расстоянию между перемычками, а число скреб-
ков — числом перемычек.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РАСХАЖИВАНИЯ И ВРАЩЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
Наиболее простая схема проведения расхаживания обсадной ко-
лонны при цементировании скважины сводится к следующему.
К цементировочной головке подходят линии от блока манифольда.
Одна из них присоединяется к крану высокого давления для про-
давки цементировочной пробки после закачки цементного раствора.
Многократное использование подобных схем показало их работо-
способность, однако не привело к широкому применению в связи
с необходимостью поднятия всей линии от блока манифольда до
цементировочной головки.
В практике цементирования скважин с расхаживанием обсадных
колонн используются специальные рукава, выпускаемые Казан-
ским заводом резинотехнических изделий. Они служат для соеди-
нения нагнетательных линий цементировочных агрегатов с цемен
тнровочной головкой, рассчитаны па давление 20—25 МПа, и обес-
печивают амплитуду расхаживания, равную 8—10 м. Их примене-
ние ограничено из-за того, что они имеют перегибы в месте заделки
концов и быстро выходят из строя.
Буровые предприятия объединений Краснодарнефтегаз и Став-
ропольнефтегаз широко применяют специальные устройства для
191
Рис. 71. Элементы обвязки для цементирования скважины с расхаживанием
колонны:
а •- цементировочная головка с косынками: / —- кран высокого давления: 2 — подвод'
Н Ы11 патрубок; Л — гтнкпгг А —.I-'QWIVC  „Л —	•/> — ЕЧбКИЧ .МеТЛ Л, ТИЧССКИ Й ШЛ1НГ.‘
]  - быстросъемное соединение; 2 -- патрубок; 3 — угольник с двусторонней резьбой:
4 — шарнир; 5 — колено с обоймой; 6 — колено с муфтой; 7 — S-мм труба-, в — стояк
Рис. 72. Комплект оборудования ЦСтП
Рис. 73. Цементировочная головка ГЦР:
1 — переходники; 2 — трехходовые краны; .7 -- корпус; 4 — крышка; 5 — манометр;
6 — направляющая для пробки; 7 — упор для пробки
расхаживания обсадных колонн, приспособленные для работы на
буровых станках, которые оборудованы вышками башенного типа.
В комплект этих устройств входят укороченная цементировочная
головка с Т-образным отводом, два сварных стояка длиной 8—12 м
из 89-мм отработанных бурильных труб и два металлических пя-
тизвенных шарнирных шланга. Каждый шланг содержит по 6 шар-
нирных колен типа КШУ и 12 быстроразъемных соединительных
7 Заказ № 485
193
Рис. 74. Приспособление для расхаживания обсадных колонн ПРОК-12-40:
1, 2, 5 — гибкие соединения; 4 — трубы для нагнетания раствора; 6 — соединители:
7 — цементировочная головка
J
Рис. 75. Устройство для вращения
обсадной колонны при цементирова-
нии (трест Туймазабурнефть):
Рис. 76. Разъемный скребок:
1 — рабочий элемент; 2 — накладка; 3 —
корпус; 4 - соединительный штырь
узлов (рис. 71), допустимое: ра-
бочее давление шланга 40 МПа,
допустимая длина хода расха-
живания 12 м.
1 — гайка; 2 — патрубок; 3 — крышка;
4 — корпус; 5 — штифтовое устройство
для удерж ан и я цементировочной пробки;
6 — нажимной стакан1, 7 —контргайки;
8 — проушина
Во ВНИИКРнефти оборудо-
вание для расхаживания обсад-
ных колонн усовершенствовано и
испытано (рис. 72). Шарнирный
шланг состоит из трех звеньев. Стояк длиной 8 м и выполнен из труб
диаметром 73 или 60 мм и не имеет застойной зоны в нижней части.
С комплектом используется цементировочная головка ГЦР (рис. 73),
которая имеет три боковых отвода, расположенных в одной пло-
скости, и снабжена винтовым каналом, перепускающим жидкость
для выветривания давления над и под разделительными пробками.
Для применения на буровых станках, оборудованных А-образ-
ными вышками, во ВНИИКРнефти предложено и разработано усо-
вершенствованное приспособление ПРОК-12-40 с качающимися
7
195
ТАБЛИЦА 23
Номинальный диаметр трубы, на которую устанавливают скребок, мм	Номинальный диаметр, скважины, в которую опускают скребок, мм	Наружный диа- метр скребка D. мм	Высота скреб- ка Н. мм
127	161 — 190	230+5	180+5
140	190—214	250±5	185± 10
146	190—214	250zt 5	190±10
168	214—245	320±5	230+10
219	269—295	370±5	260+10
245	295—325	400±5	280+10
стояками (рис. 74). Приспособление состоит из двух разборных сек-
ционных стояков длиной по 8 м, установленных на шарнирных опо-
рах, и двух двузвенных шарнирных шлангов.
Для случаев, когда необходимая длина хода расхаживания не
превышает 7 м, приспособление ПРОК-12-40 собирается по упро-
щенной схеме с использованием одной секции стояка и одного
звена шланга.
Целесообразность вращения обсадных колонн доказывается
рядом исследователей. С. М. Ахунов, В. М. Касьянов считают, что
вращение целесообразно в связи с возникновением ранней турбу-
лизации в растворе, другие полагают, что при вращении обсадной
колонны уменьшаются гидравлические потери. Р. М. Хасанов
и Ф. Ш. Гасанов показали, что при структурном режиме движения
вязко-пластичных жидкостей (опыты проводили с буровыми раст-
ворами) во вращающихся трубах на 5—6 % увеличиваются гидрав-
лические потери. При турбулентном движении гидравлические
сопротивления уменьшаются на 7—8 % при частоте вращения
360 об/мин.
Несколько неглубоких скважин на Арланском месторождении
было зацементировано с применением вращения обсадных колонн.
Для практического использования этого метода было изготовлено
устройство (рис. 75), состоящее из вращающихся нижней и верх-
ней частей. Колонна вращается ротором.
Во ВНИИБТ разработаны проволочные скребки для обсадных
колонн 146 и 168 мм [31 ] (рис. 76). Скребок имеет разъемную кон-
струкцию. Он изготовляется из листовой 2,5-мм стали. Пролукольца
соединяются штырем. Рабочие элементы представляют собой
пучки пружинной стальной проволоки, обвитые такой же прово-
локой и уложенные в пазы накладки. Концы рабочих элементов
отогнуты к центру. При перемещении скребка вверх они выгибаются
и при соприкосновении со стенкой скважины разрушают глини-
стую корку.
Скребки следует устанавливать близко (выше или ниже) к цен-
тратору. Основные размеры их приведены в табл. 23.
196
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Увеличение глубин скважин, рост забойных температур и давле-
ний, наличие в разрезе горизонтов с аномально высокими и низ-
кими давлениями, чередование устойчивых и склонных к гидро-
разрыву пород вызывают необходимость изменять технологию
спуска обсадных колонн, способы крепления и цементирования
скважин. В связи с этим получили развитие крепление скважин
хвостовиками и специальными обсадными колоннами, двухступен-
чатый способ цементирования, цементирование способом обратной
циркуляции и т. д. Эти способы имеют специфические особенности
цементирования, но проблема обеспечения герметичности затруб-
ного пространства не решена.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ХВОСТОВИКОВ И ОБСАДНЫХ КОЛОНН,
СПУСКАЕМЫХ СЕКЦИЯМИ
На площадях нашей страны используется спуск сплошных обсад-
ных колонн, секций и колонн-хвостовиков [171.
Недостаток спуска обсадных колонн секциями — большая сум-
марная затрата времени на крепление скважин, чем при спуске
сплошных колонн. Однако этот способ крепления незаменим, когда:
а) призабойная зона при оставлении ее без промывки в течение
1,5—2 сут осложняется с потерей проходимости труб без прора-
ботки ствола (осыпи, сужения, нарастание, толстых глинистых ко-
рок, выпучивание пород и др.); б) отсутствуют обсадные трубы с
прочностной характеристикой, соответствующей расчету на стра-
гивающие усилия; в) необходимо закрепить скважину обсадной
колонной большого диаметра на значительную глубину; г) для со-
хранения от протирания верхнюю секцию обсадной колонны не-
обходимо спускать в скважину перед вскрытием напорных гори-
зонтов или при протирании верхней части предыдущей колонны.
К основным преимуществам этого способа крепления относятся
возможность перекрытия интервалов осложнений на больших
глубинах с минимальной затратой времени, экономия металла
вследствие использования обсадных труб с меньшими толщинами
стенок по сравнению со сплошными колоннами, а также труб с по-
ниженными прочностными характеристиками.
Крепление скважин обсадными колоннами-хвостовиками впер-
вые применено на Кубани. Крепление и цементирование скважин
колоннами, спускаемыми секциями, и колоннами-хвостовиками
имеют много общего. В обоих случаях предусматривается примене-
ние разъединителя и подвесного устройства [17].
Хвостовики и секции обсадных колонн подвешиваются при по-
мощи различных подвесных устройств [17], которые отличаются
способом подвески, принципом действия механизма и конструк-
197
тивными особенностями. Они классифицируются на подвесные
устройства «на цементе», клиновые и упорные. Технологический
процесс определяется качеством и выбором разъединителя, обеспе-
чивающего безаварийный спуск с последующим разъединением
бурильных и обсадных труб. Разъединители делятся на резьбовые
и безрезьбовые (кулачковые, замковые, шпилевые). Секции обсад-
ных колонн соединяются с помощью стыкующих устройств, кото-
рые классифицируются по двум признакам: по возможности обес-
печения промывки и особенностями конструкций уплотнительных
элементов.
Нижняя секция обсадной колонны цементируется через буриль-
ную колонну, ведущую трубу и вертлюг с двухгорловым отводом с
двумя шлангами, к которым подключаются цементировочные агрега-
ты. В месте подключения буровых шлангов к двухгорловому отводу
вертлюга устанавливаются задвижки высокого давления. Для обес-
печения высокого качества цементирования и достижения необхо-
димой высоты подъема раствора в затрубном пространстве особое
внимание обращается на подсчет количества продавочной жидко-
сти и точность ее замера в процессе продавки. Ввиду того что ниж-
нюю секцию цементируют без цементировочной пробки, во избежа-
ние излишней подачи продавочной жидкости и оголения башмака
колонны предусматривается оставление в колонне цементного ста-
кана высотой не менее 25 м.
После окончания продавки цементного раствора в затрубное
пространство проверяется герметичность закрытия обратных кла-
панов методом снижения давления и замера количества вытекае-
мой жидкости. При негерметичности их закрытия два-три раза
продавливают вытекший из колонны раствор с последующим сни-
жением его уровня до обеспечения герметичности. Затем обсадную
колонну постепенно разгружают на забой, отвинчивают и подни-
мают бурильную колонну.
Для обеспечения нормального соединения обеих секций необхо-
димо знать точное местонахождение «головы» нижней секции, что
устанавливается с помощью каротажных работ. После спуска ко-
лонны промывают скважину и выравнивают параметры бурового
раствора. При правильном соединении двух секций вследствие
уменьшения зазора между соединительным патрубком и корпусом
специального патрубка резко повышается давление. После посадки
колонна поднимается на высоту, обеспечивающую открытие цемен-
тировочных отверстий, но не допускающую полного разъединения
секций между собой. Затем снижается давление, и верхнюю секцию
цементируют обычным способом через заливочную головку с при-
менением верхней разделительной пробки. По окончании цементи-
рования верхняя секция спускается до закрытия цементировочных
отверстий в патрубке с разгрузкой на 0,08—0,12 МН от собствен-
ного веса. При этом уплотнительное кольцо садится в конус на спе-
циальной муфте, чем обеспечивается дополнительная герметизация
места соединения секций.
198
Рис. 77. Разделительная двухсекционная
пробка конструкции АзНИИбурнефть
Большое распространение получила
технология цементирования хвостови-
ков и секций обсадных колонн с це-
ментировочными пробками. Технологи-
ческий процесс цементирования обсад-
ных колонн 1 с пробками сводится
к следующему (рис. 77). Нижняя сек-
ция 2 пробки с отверстиями подвеши-
вается в хвостовике с помощью чугун-
ного конуса 4 на штифтах 3. В колонну
бурильных труб 6 закачивают буфер-
ную жидкость и цементный раствор.
Устанавливается и продавливается верх-
няя часть 5 пробки. Когда верхняя
часть пробки садится на нижнюю, она
перекрывает отверстия, создается избы-
точное давление, срезаются штифты 3,
и обе части пробки движутся вместе,
останавливаясь у стоп-кольца.
В соответствии с разработанными во
ВНИИКРнефтн техническими требова-
оборудования для цементирования
ниями в состав
комплекса
входить: подвесное
колонн,
спускаемых
секциями, должны
устройство, комплекты соединителя и разъединителя, компен-
сатор длины секций обсадных колонн, комплект цементировоч-
ных головок для цементирования секций, спускаемых на буриль-
ных трубах, устройство для ограничения высоты отмыва от цемент-
ного раствора верхнего участка хвостовика или секции, колонный
башмак и обратный клапан для спуска и цементирования хвосто-
вика или первой секции, центраторы для центрирования головы
нижней секции и соединительного патрубка верхней и др.
В комплект соединителя включаются соединительный патрубок
с уплотнительными элементами, башмачное направление, дрос-
сельное устройство для заполнения второй и последующих секций
скважинной жидкостью, без перелива ее на устье скважины, спе-
циальная муфта секционного цементирования для подачи цемент-
ного раствора за колонну без необходимости перемещения ее в не-
обсаженном стволе скважины после окончания процесса и цементи-
ровочные пробки для управления муфтой.
В комплект разъединителя входят собственно разъединитель,
извлекаемый из скважины после цементирования хвостовика или
секции, муфта с приемной воронкой для входа соединительного
патрубка и комплект (подвесная и разделительная) секционных
199
пробок для цементирования хвостовика или первой секции*
В зависимости от конкретных условий состав комплекта может
быть изменен.
ДВУХСТУПЕНЧАТОЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ КОЛОНН
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МУФТЫ
Для двухступенчатого способа цементирования применяются це-
ментировочные муфты. Муфта представляет собой полый цилин-
дрический корпус с присоединительными конусными резьбами на
конце и обоймой, смонтированной на его внешней поверхности и об-
разующей на части длины кольцевой зазор. Внутри корпуса раз-
мещены с возможностью осевого перемещения две втулки, временно
зафиксированные срезными винтами. В кольцевом зазоре между
обоймой и корпусом находится заслонка. В корпусе и обойме вы-
полнены боковые цементировочные отверстия. В исходном положе-
нии заслонка и верхняя втулка располагаются выше цементиро-
вочных отверстий, а нижняя втулка герметично перекрывает их.
Разделительная пробка имеет эластичные уплотнительные ман-
жеты, позволяющие ей свободно проходить через втулки муфты
и надежно отделять цементный раствор от продавочной жидкости.
Открывающая пробка обтекаемой формы и имеет конусный поясок
для посадки на седло нижней втулки. Закрывающая пробка снаб-
жена манжетами, отделяющими цементный раствор от продавоч-
ной жидкости, и конусным пояском для посадки на верхний торец
верхней втулки.
В положении, показанном на рис. 78, муфту монтируют в рас-
четном месте спускаемой в скважину обсадной колонны.
Первую ступень цементируют обычным способом. Цементный
раствор отделяют от продавочной жидкости разделительной проб-
кой, которая свободно минует внутренние втулки муфты и дви-
жется вниз до посадки на стоп-кольцо. После сигнала о посадке
пробки на стоп-кольцо останавливают насосы и пускают в колонну
открывающую пробку, которая погружается в продавочной жидко-
сти средней плотности со скоростью около 1 м/с. По достижении
пробкой седла нижней втулки возобновляют нагнетание жидкости
в скважину. Под действием давления нагнетания втулка сдвигается
вниз и открывает боковые отверстия.
Затем промывают скважину через боковые отверстия и закачи-
вают в колонну цементный раствор для цементирования второй
ступени. При этом цементный раствор отделяют от продавочной
жидкости закрывающей пробкой. Последняя, дойдя до муфты, са-
дится на верхнюю втулку и сдвигает ее вниз, открывая отверстия
в корпусе над заслонкой. Созданием избыточного давления до
7—8 МПа перемещают заслонку вниз и герметично перекрывают
боковые отверстия в корпусе и обойме муфты. Если с первой по-
пытки заслонка не закрыла отверстия, то описанный прием повто-
200
Рис. 78. Муфта и разделительные пробки для двухступенчатого цементиро-
вания:
а -- муфта: 1. 10 — верхний и нижний переводники, 2, 8 — верхнее и нижнее седла
продавочных пробок, .7 — резиновое пружинное кольцо, 4, 7 — верхняя и нижняя
втулки, 5 — штифты, 6 — уплотнительные резиновые кольца, 9 — корпус; б, в — раз-
делительные пробки: 1 -- резиновая манжета, 2 — стержень (дубовый), 3 — чугунная
напрапляющая втулка, 4 - резиновое уплотнительное кольцо, 5 — алюминиевый на-
конечник
ряют, увеличивая давление в пределах, допускаемых прочностью
муфты. Закрытием боковых отверстий в муфте процесс цементиро-
вания заканчивается.
После затвердения цементного раствора внутренние втулки
муфты разбуривают. Отсутствие обратного движения жидкости
проверяется через открытый кран на цементировочной головке
или агрегате, что также характеризует успешность закрытия от-
верстий муфты. Через 6—10 ч ОЗЦ колонну снимают с ротора, на
эксплуатационной колонне устанавливают колонную головку, обо-
рудуют устье и т. д.
После окончания цементирования собирают бурильную колонну.
Спускают ее с долотом и разбуривают пробки и гнезда муфты при-
мерно через 10 ч ОЗЦ. При применении муфты для двухступенча-
того цементирования колонну оборудуют двумя обратными клапа-
нами, исключающими возможность обратного движения в колонну
нижней порции цементного раствора во время промывки скважины
через отверстия муфты. Ниже и выше муфты на расстоянии 2—3 м
устанавливают по одному пружинному фонарю для цементирования
муфты. Остальные фонари располагают согласно плану цементи-
201
Рис. 79. Муфта ступенчатого цементирования
фирмы «Бейкер»:
1 — корпус; 2, 7 — верхняя и нижняя втулки; 3 —
кожух; 4 — гильза (поршень); 5 — уплотнительные
резиновые кольца, 6 — штифты; 8 — ограничитель-
ное кольцо
рования колонны и данным наверно-
метрик. Чтобы не допустить перекачки
цементного раствора и оголения баш-
мака колонны, величина цементного
стакана берется несколько завышенной
(40—50 м) в расчете на последующее
разбуривание.
Двухступенчатое цементирование
имеет недостатки: оголение башмака,
оставление значительного незацементи-
рованного участка в затрубном про-
странстве, возможные неполадки с муф-
той.
Цементировочные муфты по способу
герметизации делятся на два типа:
с использованием металлической втулки
и с использованием цементного камня.
Первые более надежны, вторые просты
в изготовлении.
Известно несколько муфт для двухступенчатого цементирова-
ния. Муфта конструкции ВНИИБТ имеет несколько особенностей:
нижняя втулка снабжена левой резьбой для крепления нижнего
седла, верхняя и нижняя втулки имеют гнезда для установки спе-
циальных шайб в местах фиксации втулок и т. д.
Муфта конструкции ГрозНИИ отличается более надежной гер-
метизацией цементировочных отверстий вследствие малого хода
нижней и верхней втулок, однако она сложна.
К цементировочным муфтам с герметизацией цементным камнем
относится муфта конструкции Шебелинской СКВ. Известны упро-
щенные варианты этой серии муфт конструкции треста Полтавбур-
нефтегаз, ОСНГ (два типоразмера).
В объединении Мангышлакнефть и Казнипинефти цементиро-
вочная муфта выполняется и используется совместно с пакером:
без увеличения нагрузки на пласты и разрыва во времени можно
проводить цементирование второй секции.
На рис. 79 приведена цементировочная муфта фирмы «Бейкер».
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН СПОСОБОМ
ОБРАТНОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ
Под обратным цементированием понимают процесс, когда цемент-
ный раствор закачивается в затрубное пространство сверху и пере-
мещается на любую глубину. Способ обратного цементирования
202
(точнее, цементирование методом обратной циркуляции) известен
давно. Однако широкого применения он пока не получил вследст-
вие недостатков, основной из которых — трудность практического
определения конца операции, т. е. момента, когда цементный раст-
вор входит в башмак цементируемой колонны. Этот способ довольно
часто использовался при ремонтно-восстановительных работах, при
обнаружении течей в эксплуатационных колоннах.
Для прямого способа цементирования гидродинамическое дав-
ление определяется гидравлически! хгр-жтеристикой затрубного
пространства, а для обратного — гидравлической характеристикой
обсадной трубы. При этом, если отношение ртр/Рзатр<Д (где ртр
и рзатр — гидродинамические давления соответственно в трубе и
кольцевом пространстве скважины), то обратный способ цементи-
рования предпочтительнее. При ртр/р3атр>1 целесообразнее при-
менять прямой способ цементирования.
Расчеты проводили для условий скважины глубиной 3500 м
с промежуточной колонной 2000 м и высотой подъема цементного
раствора до башмака. Параметры для всех случаев брали одинако-
выми: буровой раствор — р == 1280 кг/м3, т] = 0,0178 Па-с, т0 =
= 8,2 Па; цементный раствор — р = 1860 кг/м3, т] = 0,0237 Па-с,
т0 == 12,6 Па. Диаметр промежуточной колонны изменялся от 219
до 273 мм, а диаметр эксплуатационной колонны — от 114 до
168 мм. Подача насоса изменялась от 10 до 60 л/с.
Результаты расчетов представлены в виде графиков на рис. 80.
Из анализа графиков видно, что меньшее давление на призабойную
зону при применении прямого способа цементирования 114-мм ко-
лонны и обратного способа при цементи-
Рис. 80. Зависимость гидравлических потерь
от подачи жидкости:
Диаметр колонны, мм: а — 114; б - 146; а — 168;
гидравлические потери: / — в колонне; 2 - - в затруб-
ном пространстве с промежуточной колонной диамет-
ром 9 мм; 3 — то же, диаметром 245 мм; 4 — то же,
диаметром 273 мм
Рис. 81. Зависимость от-
ношения забойных дав-
лений при прямом И об-
ратном способах цемен-
тирования
203
вора, где сплошная линия — колонна диаметром 273 мм, пунктир-
ная — колонна диаметром 245 мм. Как видно из рис. 81, с умень-
шением диаметра промежуточной колонны при прочих равных ус-
ловиях гидродинамическая характеристика обратного способа це-
ментирования улучшается, а прямого — ухудшается. Заштрихован-
ная область — область, где предпочтительнее обратное цементиро-
вание.
Прежде процесс обратного цементирования скважин сводился
к следующему. Скважина считалась подготовленной после вытесне-
ния водой бурового раствора из обсадной колонны через башмак
в затрубное пространство. Закрывали кран на колонной головке.
Вокруг колонны устанавливали специальную обшивку из досок
в виде плотного ящика, в который закачивали цементный раствор.
Раствор начинали закачивать при одновременном открытии крана
на головке обсадной колонны для выхода жидкости. В скважине
восстанавливалась циркуляция. Скорость циркуляции, а следова-
тельно, процесса цементирования регулировалась с помощью крана
на головке и могла быть доведена до большой величины.
Конец операции определяли по моменту понижения давления
на головке. Цементирование должно вестись таким образом, чтобы
емкость вокруг колонны все время была заполнена цементным или
(затем) буровым раствором (если цементирование затрубного про-
странства предусмотрено не на всю высоту).
Существенный вклад в совершенствование технологии способа
обратного цементирования скважин внесен Э. В. Бабая-
ном (ВНИИКРнефть). Скважина со спущенными в нее трубами
рассматривалась как сообщающиеся сосуды с разными площадями
поперечного сечения: Ft — площадь поперечного сечения затруб-
ного пространства, заполненного жидкостью плотностью рт и F.,—
площадь поперечного сечения труб с жидкостью, имеющей плот-
ность р2. При этом	и Pi>Pa- Длина каждого колена при-
нята L, начало координат — устье скважины, изменение уровня
жидкости в заколонном пространстве 0 < г <zL от начала коор-
динат. На выходе из труб предполагается установка заслонки,
которая могла бы удержать систему в равновесии. При открытой
заслонке жидкость под действием разности плотностей движется.
В предположении несмешиваемости жидкостей и отсутствия тре-
ния составлено уравнение кинетической энергии потока в момент t.
С использованием уравнения Дарси—Вейсбаха была определена
работа сил трения и получена зависимость
(a + 2te)^- +[(b ~c)~kz\ (-^2	—О, (197)
а =	Й7=_!_ rZi_Yr._Pi------•,
8 ' Рг Fi /	2g \ / 2 / \ Рг / Рг
с= u Г 1	р|	1 f Fi yi-
2g L D p2	d0 I F2 ) J ’
204
Здесь X — коэффициент гидравлического сопротивления; D —
диаметр скважины; d„ — диаметр обсадной колонны.
Результаты решения на ЭВМ полученного уравнения были со-
поставлены с результатами экспериментов, проведенных в скв. 1
Мартанской (глубина 748 м, обсадная колонна диаметром 146 мм
с толщиной стенки 10 мм, спущены 73-мм насосно-компрессорные
трубы длиной 741 м).
Наибольшее расхождение не превышало 16 %.
Для процесса обратного цементирования характерно такое по-
ложение жидкостей, когда затрубное пространство заполнено бу-
ровым и цементным растворами, а в трубах находится только бу-
ровой раствор, т. е. граничные и начальные условия несколько от-
личаются от принятых при рассмотрении теории процесса.
Если начальные условия =о} при / = 0 и граничные ус-
ловия Н = const при 0</<;7\ то коэффициенты, входящие в
уравнение (197), имеют следующие значения:
L(l + F)	,1	,	X
—5———;	Ь~-------;	----------;
g(p —1)	2g	2g(D — d.)
Расчеты для скважин глубиной 2600 м и диаметром 214 мм со
спущенными 146-мм обсадными трубами и эксперименты показали,
что скорость движения жидкости в затрубном пространстве при без-
напорном закачивании цементного раствора к концу продавлива-
ния достигает 2,2 м/с. Разница плотностей цементного и бурового
раствора составляла 400 кг/м3. С ее увеличением до 700 кг/м3 ско-
рость возрастала до 3,2 м/с. Такие скорости при соответствующих
реологических характеристиках растворов обусловливают турбу-
лентный режим течения.
О положении цементного раствора можно судить и по давлению
на устье скважины при остановке потока жидкости. Уравнение
равновесия для трех жидкостей, заполняющих скважину, имеет
следующий вид для любого момента времени (Э. В. Бабаян):
(А3—Лт)рв-|-(Я3—Ят)рц + (Я, +ftT —Я3—/г3—z)prp ± Ар = 0,
где /i3, йт — высота столба воды в затрубном пространстве и тру-
бах; Н3, Нт — высота столба цементного раствора в затрубном
205
Рис. 82. Схема обвязки устья скважины при обратном цементировании:
/ — направление; 2 — эксплуатационная колонна; 3 — промежуточная колонна; 4 —
колонный фланец; 5 — уплотнения; 6 — крестовина; 7 — превентор; 8 — бурильная
труба; 9 — ротор: 10 — элеватор; 11 — переводник; 12 — сальниковое уплотнение;
73 — манометр; 14 — каротажный кабель
пространстве и трубах; рв, рц и р.-.р — плотности воды, цементного
и бурового растворов; Ар — разница гидростатического давления
в затрубном пространстве и трубах, измеряемая манометром на
устье скважины.
Перепад давления Ар максимален в момент, когда трубы запол-
нены водой, а в затрубном пространстве находятся цементный
и буровой растворы. Снижение Ар по мере перетока жидкостей
указывает на то, что в трубы начал поступать более тяжелый це-
ментный раствор. Изменением положения уровня в затрубном про.
206
странстве можно регулировать давление столба жидкости на за-
бой скважины.
Сопоставление опытных данных с расчетными по предложен-
ному уравнению колебательного движения двух жидкостей неоди-
наковой плотности с меняющейся массой в скважине с разной пло-
щадью сечения трубного и затрубного пространств позволяет реко-
мендовать это уравнение для практических расчетов.
В настоящее время способ обратного цементирования значи-
тельно усовершенствован. В некоторых случаях он имеет сущест-
венные преимущества перед обычным способом. Способ обратного
цементирования применялся на месторождении Хаян-Корт, кото-
рое характеризуется сложными геологическими условиями бурения
и крепления скважин. Типовой конструкцией скважин на этом ме-
сторождении предусматривается спуск 325-мм кондуктора, 245-мм
промежуточной и 168-мм эксплуатационной колонн в 114-мм хво-
стовика для перекрытия и изоляции резко отличающихся по своей
характеристике домайкопских, майкопских и меловых отложений.
Причем в большей части разреза бурить можно только при строго
нормированной плотности бурового раствора, незначительные ко-
лебания которого (на 100 кг/м3) вызывают или поглощение раствора,
или газо- и нефтепроявление.
Технологические особенности способа обратного цементирова-
ния заключаются в следующем (рис. 82). Для проверки герметич-
ности предыдущей колонны и устьевой части скважины необходимо
провести обратную промывку насосами при давлении 8—9 МПа,
т. е. при давлении, которое ожидается в процессе цементирования.
Затрубное пространство можно герметизировать с помощью пре-
вентора или специальных металлических колец, одно из которых
устанавливают заранее в колонном фланце предыдущей колонны.
Цементный раствор закачивают через два 51- и 76-мм отвода,
приваренных к предыдущей колонне, или через крестовину пре-
вентора. Выходящий из трубного пространства буровой раствор
направляется через специальный отвод, имеющий два пробковых
крана, в желоба. Количество закачиваемого цементного раствора
контролируется или по расчету, или прибором гамма-каротаж
(ГК), спущенным в колонну через специальный лубрикатор. В этом
случае вслед за первой порцией цементного раствора вводится ам-
пула с радиоактивными изотопами.
Наиболее перспективен описанный метод в глубоких скважи-
нах с высокими забойными температурами. При обратном способе
цементирования (при значительно меньшем расходе замедлителя)
требуются более короткие сроки схватывания раствора, а сроки
схватывания последних порций могут быть даже ускорены. Воз-
можно обеспечение одновременного схватывания раствора по всему
стволу скважины.
207
ЭЛЕМЕНТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОСНАСТКИ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН И ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН
Спуск обсадных колонн, секций и хвостовиков осуществляется
при помощи специальных приспособлений и устройств, объединяю-
щихся под общим названием элементов технологической оснастки
(центраторы, обратные клапаны, подвесные устройства, муфты двух-
ступенчатого цементирования и др.).
Цементировочные головки предназначены для герметизации
верхнего конца обсадной колонны в процессе ее промывки и при
цементировании. В соответствии с этим конструкции головок от-
личаются между собой. Известны цементировочные головки кон-
струкции. Азнипинефти (для цементирования хвостовиков диамет-
ром 219 и 245 мм и головка для установки цементных мостов с при-
менением устройств УКЗ-146); Туймазабурнефти (для цементиро-
вания обсадных колонн диаметром 146 и 219 мм); Киргизнефти (для
цементирования хвостовиков с подвеской на цементном камне и
с применением двухсекционной разделительной пробки); Укрнефти
(для цементирования в две ступени с применением заливочной
муфты эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, головка
имеет байпасную линию для продавливания разделительных про-
бок); Полтавнефтегазразведки (для цементирования хвостовиков
с подвеской на цементном камне, головка имеет шаровой элемент);
Краснодарнефти (имеет быстродействующее устройство для вы-
свобождения разделительной пробки); Грознефти (для цементиро-
вания хвостовиков с подвеской на цементном камне и с примене-
нием разделительной пробки и шара); Белоруснефти (для цементи-
рования хвостовиков через трубу и вертлюг); Туркменнефти (для
цементирования обсадных колонн с установкой на головке обрат-
ных клапанов, предотвращающих аварийную остановку процесса
в случае повреждения или выхода из строя нагнетательных линий,
подсоединяемых к головке); Ставропольнефтегаза (для цементиро-
вания обсадной колонны с подвеской ее на талевой системе и рас-
хаживанием); ВНИИБТ (для цементирования обсадных колонн
с расхаживанием, головка имеет байпасные линии и линию для
подачи жидкости, выталкивающей разделительную пробку);
ВНИИКРнефти (для цементирования обсадных колонн с расха-
живанием на большую высоту и вращением).
Основной разработчик цементировочных головок —Азинмаш.
На рис. 83 приведена головка, разработанная этим институтом.
Присоединительные размеры цементировочных головок соответст-
вуют присоединительным размерам обсадных колонн. С 1971 г.
введена в действие нормативно-техническая документация на це-
ментировочные головки. Основные технические данные цементи-
ровочных головок по ТУ 26-02-18—71 приведены в табл. 24.
Указанные в таблице цементировочные головки типа ГУЦ имеют
присоединительную резьбу обсадных труб, а головки типа ГЦК —
специальную резьбу для обсадных труб с углом профиля 55° по
208
Рис. 83. Цементировочная головка типа ГУЦ:
/ _ предохранительный клапан; 2 — манометр; 3 - разделитель; 4 — тройник; 5 —
крышка; 6 — ниппель; 7 - пробковый кран; 8 — колпак; 9 — хомут; 10 — шланг; 11 —
штуцер, 12 — быстросвинчинающееся соединение; 13 — трехходовой пробковый кран;
14 —’уплотнитель; 15 — нажимная ганка; 16 -- стопорный винт; 17 - корпус; 18 —
разделительная пробка
ТУ 14-3-71—72. К головкам присоединяются линии, имеющие
условный диаметр 50 мм.
Цементировочные пробки используют для разделения бурового
раствора, продавочной жидкости и цементного раствора при тран-
спортировании их по трубам в скважине и для получения сигнала
об окончании продавки цементного раствора. По назначению це-
ментировочные пробки делятся на верхние (ПВЦ) и нижние (ПНЦ).
ПНЦ вводят в обсадную колонну перед закачкой цементного раст-
вора, ПВЦ — после его закачки.
209
ТАБЛИЦА 24
Шифр головки	Максималь- ное рабочее давление, МПа	Диаметр цементируе- мой колон- ны, мм	Габариты, мм		Масса, кг
			высота	ширина	
ГУЦ140-168Х400	40,0	140 146 168	1148	875	305
ГУЦ140-168X400	40,0	140 146 168	1930	875	478
ГУЦ178-194Х 320	32,0	178 194	1190	935	325
ГУЦ219-245X320	32,0	219 245	1225	970	365
ГУЦ273-299Х250	25,0	273 299	1270	1060	375
ГУЦ324-340Х 100	10,0	324 340	1320	1100	410
ГЦК-377Х 64	6,4	377	492	685	138
ГЦК-426Х 50	5,0	426	543	685	157
Широко распространена резиновая цементировочная пробка
конструкции тампонажной конторы объединения Краснодарнефте-
газ (ОКНГ). Для исключения продавливания пробки через стоп-
кольцо в нижней ее части загуммировано металлическое кольцо.
В некоторых нефтедобывающих районах используются цементиро-
вочные пробки ВНИИБТ, особенность которых заключается в на-
личии якоря и нижнего уплотнения для удержания (и герметиза-
ции) при посадке пробки на стоп-кольцо.
Для цементирования обсадных колонн большого диаметра при-
меняют пробки конструкции Азинмаш. Чтобы предупредить обрат-
ные перетоки цементного раствора из затрубного пространства
внутрь хвостовика или секции, спускаемых без обратного клапана,
применяют разделительные пробки с защелками, не позволяющими
пробке перемещаться вверх от стоп-кольца (конструкции Гроз-
нефти).
210
ТАБЛИЦА 25
Шифр пробки	Диаметр колонн, Мм	Диаметр пробки, мм	Н, мм	Масса, кг
	140			
ПВЦ 140-168	146 168	158	205	5
ПВЦ 178-194	178 194	185	225	8
ПВЦ 219-245	219 245	235	290	18
ПВЦ 273-299	273 299	290	350	28
ПВЦ 324-340	324 340	328	390	37
Зарубежные фирмы часто применяют комплект из двух пробок
для цементирования колонн.
С цементировочными головками ГУЦ используется ПВЦ, кон-
струкция которой показана на рис. 84. Основные технические дан-
ные ПВЦ приведены в табл. 25.
В цементировочные головки типов ЦГЗ и ГУЦ верхние раздели-
тельные пробки устанавливают заранее и они удерживаются сто-
порами. По окончании нагнетания в скважину цементного раствора
промывают линии, отвинчивают стопора и продавочной жидкостью
через патрубок, расположенный выше пробки, продавливают
пробку в колонну труб.
При цементировании с применением цементировочной головки
типа ГЦК после окончания нагнетания цементного раствора и про-
мывки отвинчивают крышку, опускают в корпус головки ниже пат-
рубков цементировочную пробку, завинчивают крышку и начи-
нают продавливать цементный раствор.
Нижние разделительные пробки предназначены для уменьше-
ния смесеобразования цементного раствора с буферной жидкостью
и для снятия глинистой корки с внутренних стенок обсадной ко-
лонны. В проведенных совместно с В. И. Мищенко и Р. Ф. Ухано-
вым экспериментах по исследованию процессов вытеснения было
установлено, что гравитационные перемещения за счет разности
плотностей последовательно текущих жидкостей могут быть при-
чиной интенсивной турбулентности в зоне их контакта. При движе-
нии по колонне без разделения пробками уменьшение градиента
плотностей в зоне смеси жидкостей приводит к тому, что при вы-
ходе в затрубное пространство смеси плотность ее не может уже
вызывать значительной турбулентности.
211
Нижние разделительные пробки могут служить для доставки
компонентов к забою без образования зоны смеси, и, следовательно,
начальный процесс смесеобразования, характеризуемый наиболее
интенсивными гравитационными перемещениями жидкостей друг
в друге, переносится в затрубное пространство. Низкая надеж-
ность пробок обусловлена возможностью срабатывания при дви-
жении их по колонне, высоким давлением открытия при посадке
на стоп-кольцо, неполной проходимостью отверстия и, наконец,
возможностью повреждения элементов обратного клапана остат-
ками диафрагм.
Во ВНИИКРнефти разработана и испытана нижняя раздели-
тельная цементировочная пробка (рис. 85). Она состоит из метал-
лического остова 1 с загуммированными эластичными резиновыми
манжетами 2, цилиндрического ножа 3 со скошенным и заострен-
ным нижним торцом, плоской перемычки (разделительной пере-
городки) 4, герметично закрепленной в цилиндрическом зажиме 5,
который надет на наружную поверхность ножа, зафиксирован на
ней срезной шпилькой 6 и герметизирован уплотнительным коль-
цом 7. Пробка в собранном виде и с зажимом перемычки, зафиксиро-
ванным на ноже срезной шпилькой, устанавливается в цементиро-
вочной ГОЛОВКе ИЛИ верхней трубе обсадной колонны. Когда в од-
ном процессе цементирования применяются две нижние раздели-
тельные пробки для отделения буферной жидкости от бурового
212
и цементного растворов, первая пробка может вставляться в верх-
нюю трубу колонны, а вторая — в цементировочную головку (це-
ментировочная головка должна имёть перепускное устройство,
выравнивающее давление в головке под пробкой и над ней).
В процессе закачивания в колонну ниже пробки буферной или
промывочной жидкости пробка удерживается в цементировочной
головке винтовыми упорами. Затем упоры вывинчиваются из кор-
пуса головки, освобождая центральный канал для прохождения
пробки. В полость головки над пробкой начинают закачивать це-
ментный раствор. Пробка страгивается с места и движется вниз по
колонне труб до посадки на упорное кольцо, надежно отделяя при
этом буферную жидкость от бурового или цементного раствора.
Пробка садится на упорное кольцо нижним торцом зажима пере-
мычки. Зажим останавливается, а остов пробки продолжает дви-
жение вниз.
При этом сначала срезается шпилька 6, а затем нож прорезает
перемычку по большей части периметра, отгибая ее вниз и к стенке
зажима. Остов пробки упирается в верхний торец зажима пере-
мычки. Буферная жидкость или цементный раствор движется вниз
по свободному центральному каналу, не встречая никакого сопро-
тивления в месте зажима перемычки.
Вторая нижняя цементировочная пробка, используемая в про-
цессе, садится не на упорное кольцо, а на первую пробку, но сра-
батывание ее происходит аналогичным образом. Следовательно,
в случае применения двух нижних разделительных пробок пол-
ностью исключается смешение в обсадной колонне буферной жидко-
сти с буровым и цементным растворами. Потери давления и осе-
вые нагрузки на колонну существенно снижаются по сравнению
с применением пробок типа ПРИ (старого типа).
Направляющие пробки применяются для обеспечения нормаль-
ного спуска обсадных колонн. Они часто изготовляются из обсад-
ной трубы, одному из концов которой придается конусная форма.
В объединении Грознефть используют направляющие пробки
(рис. 86) с чугунной (а) или бетонной (б) насадкой. Разработан раз-
мерный ряд направляющих пробок диаметрами 114—426 мм.
Колонные башмаки типа БК, ранее называвшиеся колонными
направляющими пробками, разработанные во ВНИИКРнефти,
предназначены для оборудования низа обсадных колонн, направ-
ления их по стволу скважины и защиты от повреждения при спуске.
Колонные башмаки имеют шифр, например БК-146 (146 — услов-
ный диаметр оснащаемой обсадной трубы в мм).
Колонный башмак типа БК (рис. 87) состоит из стального кор-
пуса /, который имеет резьбу для соединения с ниппелем обсад-
ной трубы соответствующего диаметра и кольцевые проточки по
внутреннему диаметру для крепления бетонной направляющей
насадки 3. В средней части корпуса по окружности на равном
расстоянии друг от друга выполнены насадки для обеспечения
циркуляции жидкости в случае закупоривания центрального
213
Рис. 86. Направляющая пробка с насад-
кой:
J — стальной патрубок; 2 — насадка
Рис. 87. Колонный башмак
типа БК
отверстия. Боковые отверстия частично прикрыты металличе-
скими заглушками 2, приваренными к корпусу, для направления
потока прокачиваемой жидкости вдоль башмака.
Перед использованием каждый башмак необходимо проверить
визуально. При этом бетонная часть не должна иметь трещин, ме-
стные углубления — превышать 5 мм, а площадь — 1 см2. Колон-
ный башмак свинчивают цепным ключом с первой трубой обсадной
колонны на приемных мостках с использованием эпоксидных резь-
бовых смазок и затем докрепляют над устьем скважины машинным
ключом с крутящим моментом, соответствующим диаметру обсадной
колонны.
С учетом возможностей технологии изготовления бетонной на-
садки принято выполнение заходного участка в виде конфузора
с общим углом а «С 40° и закругленными кромками на торце. Та-
кое конструктивное решение (В. В. Еременко, С. Г. Вартанянц
и др.) примерно вдвое улучшает гидравлическую характеристику
башмака типа БК и снижает вероятность возникновения осложне-
ний, связанных с сальникообразованиями. Основные данные баш-
маков БК приведены в табл. 26.
Спускать обсадную колонну с башмаком надо плавно, без толч-
ков со скоростью до 1,5 м/с, не допуская разгрузки колонны на
башмак более 0,1 МН.
214
ТАБЛИЦА 26
Шифр башмака	Условный диа- метр оснащаемой колонны, мм	Наружный диаметр, мм	Диаметр отверстия в насадке, мм	Высота, мм	Масса, кг, не более
БК-114	114	133	50	300	15
БК-127	127	146	60	310	18
БК-140	140	159	70	330	21
БК-146	146	166	70	340	24
БК-168	168	188	80	350	28
БК-178	178	198	90	380	32
БК-194	194	216	100	390	42
БК-219	219	245	ПО	410	50
БК-245	245	270	120	420	60
БК-273	276	299	130	430	65
БК-299	299	324	150	430	73
БК-324	324	351	160	440	85
БК-340	340	360	170	440	90
БК-351	351	376	180	450	98
БК-377	377	402	190	460	112
БК-407	407	432	200	460	125
БК-426	426	451	220	500	145
БК-508	508	533	280	500	180
Упорные стоп-кольца предназначены для остановки цементи-
ровочной пробки с получением сигнала «стоп». В большинстве
нефтяных районов страны применяют чугунные упорные кольца
толщиной 10—20 мм. Наружный диаметр кольца на 2—3 мм меньше
внутреннего диаметра муфты соответствующей колонны, а внутрен-
ний диаметр изменяется в зависимости от диаметра колонны (рис. 88).
Для преждевременного определения места посадки пробки на стоп-
кольцо иногда несколько выше ставят ложные упорные кольца
(например, конструкции ОСНГ, представляющие собой кольца на
срезаемых штифтах).
Применяются бетонные упорные кольца конструкции Грознефти
и АзНИИ. Серийно стоп-кольца изготовляют в соответствии
с ТУ 26-02-245—70 из серого чугуна, качество которого должно со-
ответствовать ГОСТ 1412—79. Основные технические характери-
стики стоп-колец приведены в табл. 27.
Чтобы исключить осложнения, вызываемые применением стоп-
кольца как жесткого ограничителя движения пробки и жидкости,
во ВНИИБТ разработано устройство для оборудования низа ко-
лонны, позволяющее определять момент прекращения продавки
цементного раствора. При этом
можно предотвратить столкновение
пробки с ограничителем движения.
Устройство служит стоп-кольцом
(рис. 89).
Дроссельные обратные клапаны
типа ЦКОД применяются В це- Рис. 88. Упорное стоп-кольцо
215
лях обеспечения непрерывного самозаполнения буровым раствором
обсадной колонны (диаметром от 114 до 425 мм) при ее спуске в
скважину и предотвращения движения цементного раствора из
заколонного пространства в трубы. ЦКОД выполняют также функ-
цию стоп-кольца. Пример расшифровки условного обозначения
ЦКОД-146-150/200: цементировочный клапан обратный дроссель-
ный для колонны диаметром 146 мм на рабочее давление 15 МПа
с максимально допустимой температурой среды 200 °C.
Дроссельный обратный клапан (рис. 90) состоит из чугунного
нажимного кольца 1, резиновой диафрагмы 3, пакета разрезных
шайб 2, изготовленных из тонкой листовой стали, кольца 4, пласт-
массового шара 6, чугунного ограничителя 7, эластичной мембраны
8 и дросселя 9, смонтированных в общем стальном корпусе 5.
В обратном клапане, показанном на рис. 91, для обсадных ко-
лонн диаметром от 219 мм и выше внутренние детали монтируют
в чугунной втулке 6, которая подвешивается в корпусе 1 на цемент-
ном камне 3. Все внутренние детали клапана изготовляют из легко-
разбуриваемых материалов.
Работа обратного клапана заключается в следующем. Клапан,
установленный в колонне обсадных труб, спускают в скважину
обычно без шара. При спуске колонны с клапаном без шара пери-
ферийные окна в ограничителе перекрыты мембраной, а отверстие
в дросселе открыто и через него обсадная колонна непрерывно за-
полняется буровым раствором. При промывке скважины мембрана
клапана отгибается, открывает периферийные отверстия в огра-
ничителе и пропускает прямой поток промывочной жидкости.
ТАБЛИЦА 27
Условный диаметр об- садных труб, мм	Размеры, мм			Масса, кг
	D	d	h	
114	106	60+0,9	15—0,4	0,70
127	118	70+0,9	15—0,4	0,83
140	130	80+0,9	15—0,4	0,96
146	136	80+0,9	15—0,4	1,00
168	158	105+0,9	18—0,4	1,58
178	168	115+0,9	18—0,4	1,66
194	184	130+0,9	18—0,4	1,88
219	209	150+0,9	18—0,4	2,35
245	234	180+1,0	18—0,4	2,48
273	262	200+1,0	18—0,4	3,25
299	288	230+1,0	18—0,4	3,40
324	313	250+1,0	18—0,4	3,90
340	329	270+1,0	20—0,5	4,30
351	338	280+1,0	20-0,5	4,40
377	364	300+1,35	20—0,5	5,30
407	395	340+1,35	20—0,5	6,00
426	413	350+1,35	22—0,5	6,40
216
Рис. 89. Устройство для оборудова- Рис. 90. Дроссельный обратный кла-
ния низа обсадной колонны:	пан ЦКОД-1
1 — корпус устройства или сигнальная
труба с системой отверстий; 2 — седло;
.7 - манжета-набор уплотнительных ко- По ОКОНЧЭНИИ СПУСКЭ КОЛОН-
лец; 4 — кольцо; 5 . втулка; 6 — срез-
пые штифты; 7 - ограничитель движения НЫ И П^рСД ПрОМЫВКОИ СКВЗЖИНЫ
- упорное кольцо	для ПОдГОТОВКИ к цементирова-
нию в колонну опускают шар,
который вместе с промывочной жидкостью свободно проходит через
нажимное кольцо, продавливается через пакет разрезных шайб
и диафрагму внутрь клапана и садится на ограничитель. После
этого устройство выполняет роль обычного обратного клапана, пре-
дотвращает движение промывочной жидкости или цементного раст-
вора из заколонного пространства в колонну.
При спуске колонны с клапаном, внутри которого заблаговре-
менно установлен шар, трубы не будут самозаполняться жидкостью.
В этом случае необходимо периодически доливать в колонну буро-
вой раствор.
Обратный клапан устанавливают на колонне согласно плану
работ по креплению скважины. Соединять клапан с обсадной тру-
бой следует с применением герметизирующих смазок, например
УС-1 (по ТУ 30-101-440—74). Свинчивать клапан с трубами вначале
необходимо вручную или механическим ключом с последующим
докреплением машинными ключами с таким же усилием, как и об-
217
Рис. ^91. Дроссельный обратный
клапан ЦКОД-2:
1 —- корпус; 2 — кольцо нажимное: 3 —
кольцо цементное: 4 — диафрагма: .5 —
кольцо; 6 — втулка; 7 — шар; 8 — огра-
ничитель; 9 .- мембрана; 10 — дроссель
и скважину оставить на период
садные трубы. В случае пре-
кращения самозаполнения ко-
лонны из-за закупорки дроссель-
ного отверстия следует промыть
скважину с выравниванием па-
раметров бурового раствора.
По окончании спуска обсад-
ной колонны на заданную глу-
бину или в случае перелива
жидкости через верхнюю трубу
спускаемой колонны в трубы
необходимо опустить шар и про-
давить его. При обнаружении
признаков проявлений в про-
цессе спуска обсадной колонны
необходимо сразу же опустить
шар в колонну и продавить его
внутрь клапана. По получении
сигнала «стоп» избыточное дав-
ление в обсадной колонне необ-
ходимо снизить до атмосферного
ОЗЦ без избыточного давления.
В случае отказа клапана по каким-либо причинам и перелива
жидкости из колонны при открытом кране необходимо замерить
ее объем в емкости цементировочного агрегата и подкачать про-
давочную жидкость в объеме поступившей из скважины жидкости
до получения сигнала «стоп». При этом допускается перекачивание
жидкости в объеме, не превышающем половины объема от башмака
колонны до обратного клапана. Если после этого герметичность
клапана не будет достигнута, то необходимо закрыть краны на
цементировочной головке, а скважину оставить на период ОЗЦ при
заданном избыточном давлении.
В табл. 28 приведена техническая характеристика ЦКОД.
Во ВНИИКРнефти разработаны усовершенствованные варианты
обратных клапанов.
Увеличение скорости течения цементного раствора в затруб-
ном пространстве скважины способствует переходу его на турбу-
лентный режим и повышает качество цементирования. Однако не
всегда можно увеличить скорость течения вследствие гидрораз-
рыва пластов. Повышение скорости течения цементного раствора
в призабойной зоне можно достичь применением устройства(рис.92),
предложенного автором совместно с В. И. Мищенко и Р. Ф. Уха-
новым.
Устройство работает следующим образом. В скважину закачи-
вают цементный раствор в объеме, обеспечивающем заполнение
колонны и кольцевого пространства от башмака до специальной
муфты 2. Затем в колонну вводят корпус струйного насоса 1 и про-
должают закачивать цементный раствор. Опустившись до специ-
218
ТАБЛИЦА 2в
Шифр клапана	Условный диаметр об- садной колонны, мм
ЦКОД-114-1	114
ЦКОД-127-1	127
ЦКОД-140-1	140
ЦКОД-146-1	146
ЦКОД-168-1	168
ЦКОД-178-1	178
ЦКОД-194-1	194
ЦКОД-219-2	219
ЦКОД-245-2	245
ЦКОД-273-2	273
ЦКОД-299-2	299
ЦКОД-324-2	324
ЦКОД-340-2	340
ЦКОД-351-1	351
ЦКОД-377-2	377
ЦКОД-407-2	407
ЦКОД-426-2	426
Рабочее дав- ление, МПа	Пробное давление, МПа	Допустимая температура эксплуата- ции, ° С	Минималь- ный диаметр проходного сечения в диафрагме, мм	Диаметр шара d, мм	Наружный диаметр клапана D, мм	Длина кла- пана Н. мм	Масса кла- пана, кг	Масса метал- лических разбуривае- мых деталей, кг
15,0	22,5	200	30	45	133	290	11,0	3,2
15,0	22,5	200	30	45	146	330	14,0	4,0
15,0	22,5	200	60	76	159	350	17,0	4,82
15,0	22,5	150	60	76	166	350	19,8	4,75
15,0	22,5	200	60	76	188	350	25,0	7,3
15,0	22,5	200	60	76	198	325	29,5	9,5
15,0	22,5	200	60	76	216	310	26,0	7,7
10,0	15,0	150	60	76	245	318	39,0	11,2
10,0	15,0	150	60	76	270	365	57,2	12,8
7,5	И,2	150	60	76	299	340	56,6	И,2
7,5	Н,2	150	60	76	324	345	66,3	11,2
7,5	И,2	150	60	76	351	350	76,5	11,2
7,5	И,2	150	60	76	365	350	82,0	15,6
5,0	7,5	100	60	76	376	365	86,4	15,6
5,0	7,5	100	60	76	402	370	96,0	15,6
5,0	7,5	100	60	76	432	374	105,0	15,6
5,0	7,5	100	60	76	451	380	115,0	15,6
Рис. 92. Устройство для цементирования скважин (а) и
схема его работы (б)
альной муфты 2, корпус насоса 1 нижним торцом упирается в диф-
фузор 11, срезаются штифты 9 и сдвигается нижняя втулка 8.
При этом открываются отверстия 10 в муфте 2 и начинает рабо-
тать насос, увлекая цементный раствор из затрубного пространства
в колонну (рис. 92, б). В процессе продавки цементного раствора
продавочная пробка упирается в корпус насоса, последовательно
220
срезаются штифты 4 и 6 и верхняя втулка 3 сдвигается в крайнее
положение, закрывая щелевое отверстие 10 в муфте 2. Пружинное
кольцо 5 заскакивает в кольцевую канавку 7, фиксируя верхнюю
втулку 3 в крайнем нижнем положении. В дальнейшем срезаются
штифты 12, удерживающие корпус насоса, и он вместе с диффузо-
ром 11 и кольцами перемещается продавочной пробкой до стоп-
кол ьца.
Выбор оптимального размера и места установки струйного на-
соса ведется из расчета, что вся энергия инжекционного потока
теряется на участке от забоя скважины до всасывающих отверстий
(рис. 92, б). Упрощенная формула для расчета относительного пе-
репада в насосе имеет вид (В. И. Мищенко)
ЛРс ____________J_________
Дрр 1,39(1 |и)2-о,91пц
Арс -=Рс —Рн,
где Арр — перепад давления на струйном насосе; рс — давление
потока на выходе из камеры смешения; ри — абсолютное давление
инжекционного потока на входе в камеру смешения; и = GJGP —
коэффициент инжекции; GH — инжекционный поток; Gp — рабочий
поток; п — отношение площади камеры смешения к площади ра-
бочего сопла.
В момент включения струйного насоса в работу в нем создается
давление, а расход жидкости остается прежним. Давление и рас-
ход в кольцевом пространстве выше струйного насоса не изменяются,
на инжекционном же участке скорость резко возрастает, что при-
водит к увеличению гидравлических потерь до установления рав-
новесия Арс = Др.
Для скважины диаметром 243 мм, обсадной колонны диамет-
ром 168 мм и при длине инжекционной зоны L 100 м имеем Др =
= 0,63 МПа при и = 1 (двойное увеличение скорости в кольцевом
пространстве) и подаче насосов 35 л/с. Значение Дрр = 2,75 МПа.
Устройство для разрушения застойных зон бурового раствора
применяется для повышения качества цементирования скважин
(установка цементных мостов). Совместно с М. О. Ашрафьяном,
В. В. Еременко, Г. А. Ереминым и Л. П. Курочкиной разработан
и широко внедрен в практику буровой эксцентрик (ЭБ). Качество
цементирования повышается за счет разрушения застойных зон
и более полного вытеснения и замещения бурового раствора це-
ментным. Это достигается тем, что эксцентрик выполнен в виде
ряда разновеликих радиальных ребер (рис. 93).
Устройство состоит из полого цилиндрического корпуса 1
с присоединительными резьбами 2 и 3 по концам и ряда радиаль-
ных разновеликих ребер 4—8, образующих прерывистую окруж-
ность 9, эксцентричную по отношению к корпусу. Число ребер вы-
бирают таким, чтобы в контакте со стенками скважины находилось
одновременно не менее двух. Расположение периферии ребер на
221
Рис. 93. Устройство для разрушения застойных зон
бурового раствора
одной окружности обеспечивает их плавное скольжение по стенке
скважины и не позволяет колонне проваливаться в желоб.
Цементный раствор, поднимающийся по эксцентричному коль-
цевому пространству, свободно проходит между ребрами устрой-
ства. Поскольку в течение одного полного оборота ребра и корпус
не оставляют постоянно перекрытых участков поперечного сечения
кольцевого пространства, происходит разрушение застойных зон
и полное замещение бурового раствора цементным. Качество це-
ментирования при этом существенно повышается.
При подготовке ствола скважины к спуску обсадных колонн
эксцентрики включаются в компоновку бурильной колонны, спу-
скаемой для проработки. Эксцентрики устанавливают через 25—
40 м друг от друга. Интервалы работы их выбирают обычно при
анализе кавернограмм и профилеграмм. После проработок всех
мест сужений, посадок и кавернозных участков скважина промы-
вается и подготавливается к спуску обсадной колонны.
Опыт работы показывает, что, чем больше интервал проработки
ствола скважины с использованием эксцентриков, тем больше при-
рост объема бурового раствора, участвующего в циркуляции. По-
сле работы с эксцентриками наблюдается более интенсивный вы-
ход коагулированных масс бурового раствора с включением шлама.
Тип пород шлама указывает на продолжительное нахождение его
в скважине: наиболее плотные и в значительном количестве коагу-
лированные массы выходят из зон с большой кавернозностью. При
забуривании вторых стволов в этих интервалах отмечалось чере-
дование выносимой породы и цемента, что указывает на заполнение
каверн цементным раствором.
Установки цементных мостов с применением эксцентриков по-
казали их высокую эффективность.
222
УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
И ЕГО КОНТРОЛЬ
Плотность раствора, приготовляемого каждой цементо-смеситель-
ной машиной, измеряется ареометром АГ-2, по данным которого
вносят коррективы в режим работы машины. Плотность раствора,
закачиваемого в скважину, измеряется и регистрируется плотно-
мером ПЖР-2, установленным на станции СКЦ-2М-69. Недостат-
ком этого плотномера является невысокое быстродействие.
Давление нагнетания цементного раствора, буферной и прода-
вочной жидкостей контролируется по манометрам, установленным
на насосах цементировочных агрегатов и на цементировочной го-
ловке, и регистрируется на диаграммной ленте вторичного прибора
станции СКЦ-2М-69, датчик которого установлен на блоке мани-
Рис. 94. Самоходная лаборатория СКЦ-2М-69:
1 — агрегат АБ-1-0/250; 2 — стул оператора; 3 — диван; 4 --место транспортировки
кабелей СУМ-4; 5 — сметочное устройство-, 6 и 8 —стволы, 7	- приборной пульт-, 9 —
г ром ко говори тел ь; 10 -- а кто машина
Рис. 95. Самоходный блок манифольда Б-700:
1 — автомашина; 2 — ианорнан линия; 3 — датчики плотности, расхода н давления;
4 — напорный коллектор; 5 — раздающий коллектор; С> — рагборныи трубопровод
223
фольда. Вследствие высокой пульсации давления в нагнетательных
линиях цементировочных агрегатов манометры оснащают демпфи-
рующими устройствами, предохраняющими механизм манометра
от поломок. Однако такое «загрубление» прибора затрудняет оп-
ределение момента посадки верхней разделительной пробки на
стоп-кольцо, при котором не допускается превышение давления
над рабочим более чем на 2,5—3,0 МПа.
Объем закачанного в скважину цементного раствора контроли-
руется по данным станции контроля цементирования или с помощью
мерных емкостей цементировочных агрегатов. Если после закачи-
вания расчетного объема продавочной жидкости сигнал «стоп» не
зафиксирован, допускается закачка еще 5 % от расчетного объема.
Станция СКЦ-2М-69 осуществляет автоматический контроль
и регистрацию на устье скважины основных технологических па-
раметров: давления нагнетания, плотности закачиваемой в сква-
жину жидкости, мгновенного расхода и суммарного объема зака-
чанной жидкости, нагнетаемой насосами цементировочных агрега-
тов.
В состав станции входит самоходная лаборатория (рис. 94),
где размещены вторичная и вспомогательная аппаратура, вынос-
ные блоки связи, выносные указатели плотности, мегафоны, авто-
номная электростанция, а также запасные части и инструмент.
Кроме лаборатории в состав станции входит самоходный блок ма-
нифольда БМ-700 на шасси автомобиля ЗИЛ-131 (рис. 95), на ко-
тором смонтированы напорный и раздающий коллекторы с армату-
рой, разборный трубопровод и комплект датчиков.
Технические возможности оборудования и аппаратуры лабора-
тории и блока манифольда неодинаковые — аппаратуры лабора-
тории рассчитана на давление 40,0 МПа, а оборудование блока
манифольда — на 70,0 МПа.
Техническая характеристика СКЦ-2М-69
Диапазон измерения:
давления, МПа ..................................... 0—40
мгновенного расхода, л/с ..................... 5—100
плотности, кг/м3 ................................1000—2000
Емкость счетчика, м3 ................................... 999
Основная приведенная погрешность измерения, %, не
более:
давления ............................................. ±2,5
мгновенного расхода........................... ±2,5
суммарного расхода (относительная погрешность)	±2,5
плотности (от диапазона измерения 1000	кг/м3)	±4,0
Скорость перемещения диаграмм указателя-регистра-
тора, мм/ч ........................................  600
Питание от сети переменного тока или автономного ис-
точника:
напряжение, В ................................ 220±10 %
частота, Гц .................................. 50±4 %
Потребляемая мощность, Вт ............................. 800
Габариты, мм:
а)	лаборатории
224
длина....................................... 6370
ширина ..................................... 2380
высота ..................................... 2925
б)	блока манифольда
длина....................................... 7320
ширина ..................................... 2500
высота ..................................... 2998
Масса, кг:
лаборатории ................................... 4600
блока манифольда (без заправки) ............... 8930
Принципиальная схема СКЦ-2М показана на рис. 96.
Самоходный блок манифольда предназначен для соединения
напорных трубопроводов агрегатов с устьем скважины, а также
для раздачи продавочной жидкости агрегатам при цементировании.
Техническая характеристика блока манифольда 1БМ-700
Наибольшее рабочее давление в напорном коллек-
торе, ЛТП а ................................ 70
Число линий, присоединяемых к напорному кол-
лектору .................................... 6
Число линий, отходящих от напорного коллектора
к устьевой головке ......................... 2
Наибольшее рабочее давление в раздаточном кол-
лекторе, МПа ................................... 2,5
Число присоединяемых линий к раздаточному кол-
лектору ......................................... 10
Условный диаметр подсоединяемых линий, мм . .	50
Грузоподъемность механизма,	кг ................... 500
Вылет стрелы, мм................................. 1600
Высота подъема, мм............................... 2500
Монтажная база ............................... Автомобиль
повышенной
проходимости
ЗИЛ-131
В комплект поставки, помимо блока манифольда, входят сле-
дующие съемные узлы и детали:
Шланг диаметром 50,8 мм нагнетательный	...	1
Трубы разборного трубопровода .................. 23
Шарнирное колено ............................... 16
Вилки ........................................... 4
Переводники ..................................... 4
Ручки крана............................. 10
Манометр па давление 100 МПа по ГОСТ	8625—77	1
Комплект запасных частей ........................ 1
Комплект инструментов для обслуживания блока
манифольда ................................... 1
Комплект инструментов и принадлежностей
ЗИЛ-131 .................................... 1
Начало операции — момент опрессовки линий — фиксируется
на диаграмме регистратора. На этой же диаграмме записывается
время, с которого станция не выключается. Перед началом нагне-
тания цементного раствора включается интегратор и записывается
показание дублирующего счетчика. При цементировании с разде-
6 Заказ № 485
225
Рис. 96. Принципиальная схема станции СКЦ-2М1
1 — источник радиоактивного излучения; 2 — участок трубопровода датчика плотности-
J - вращающийся барабан приемных счетчиков; 4 — элемент сравнения; 5, 23— уси'
литсли; Я, 26 — серводвигатели; 7, 15, 25 — сельсин-датчики; 8 — круговой ком пенса’
ционный клип; 9 — малый компенсационный источник радиоактивного излучен ин; 10 —
разделитель; 11 — регулирующий дроссель; 12 — следящий сельсин плотном( ?ра; 13 —
гслнксная пружина; 14 — следящий сельсин манометра; 15 — расходомер; 17 — следя-
щий сельсин расходомер , 18 — дву.хпачициоиная муфта-диигател^' 10— датчик рас-
хода; 20 — система питания цепи обратной связи автокомяенсатора; 21 — электрод; 22 —
элемент сравнения; 24 — преобразователь; 27 -. орган введения обратной святи
лительной пробкой окончание нагнетания продавочной жидкости—
сигнал «стоп» — фиксируется на диаграмме как резкое повышение
давления. При отсутствии пробки конец операции определяется по
количеству закачанной продавочной жидкости.
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Во ВНИИКРнефти разработана автоматизированная система уп-
равления процессом цементирования скважин. Ее цель — повы-
шение качества цементирования. Система снабжена дифференци-
альным регистратором расхода, регистратором давления, узлом
возврата жидкости от манифольда к цементировочным агрегатам,
дросселирующими задвижками, блоком управления и дополнитель-
ными датчиками расхода и давления, которые установлены на вы-
ходе из затрубного пространства скважины, причем первый вход
блока управления соединен с выходом дополнительного датчика
давления через регистратор давления, второй вход — с выходами
дополнительного датчика расхода и датчика расхода манифольда
через дифференциальный регистратор расхода, третий вход блока
управления подключен к выходу датчика давления манифольда
через записывающий измерительный прибор давления. Выходы
блока управления соединены с дросселирующими задвижками,
226
1?
Рис. 97. Схема автоматизированной системы управления процессом
цементирования скважин
одна из которых установлена на линии, соединяющей блок мани-
фольда с узлом возврата жидкости, другая — на линии выхода из
заколонного пространства скважины.
Автоматическое регулирование процессом производится на ос-
нове непрерывного сравнения режимных параметров процессов
(расхода и давления) на входе в колонну с аналогичными парамет-
рами на выходе из затрубного пространства скважины.
На рис. 97 приведена принципиальная схема предложенной
системы. Система содержит цементировочные агрегаты 1, цементно-
смесительные машины 2, блок манифольдов 3, линии 4 и 5 низкого
8 *	227
и высокого давления для перекачки жидкостей, станцию 6 кон-
троля и управления процессом цементирования, цементировочную
головку 7. Давление жидкости на входе в скважину контроли-
руется и регистрируется прибором 8, секундный объем закачивае-
мой жидкости — прибором 9, суммарный расход — прибором 10.
Плотность закачиваемой жидкости контролируется прибором 11.
Устье скважины под превентор 12 оборудуется напорными трубо-
проводами 13 и 14 — линией выхода из затрубного пространства
скважины.
Линия 14 снабжена датчиком расхода 15 и датчиком давления 16
жидкости, а также дросселирующей задвижкой 17 с ручным и авто-
матическим дистанционным управлением. Такой же задвижкой
18 оснащен и блок манифольдов. На цементировочной головке
установлен датчик давления 19. На блоке манифольдов предусмот-
рен узел возврата жидкости, в который входят распределительная
гребенка 20 и трубопроводы 21, а также имеется осреднительная
емкость 22.
Станция контроля процессом цементирования дополнительно
оснащена регистратором давления 23 в линии выхода из затруб-
ного пространства скважины, регистратором дифференциального
расхода 24 между блоком манифольдов и линией выхода из затруб-
ного пространства и блоком управления 25. Система предусматри-
вает двустороннюю связь по селектору 26.
Автоматизированная система работает следующим образом.
Цементный раствор, приготовленный цементно-смесительными ма-
шинами 2, из осреднительной емкости 22 подается насосами в це-
ментировочные агрегаты 1, которые, обеспечивая необходимую
скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве,
по линии высокого давления 5 и блоку манифольдов <3 закачивают
его в скважину. Контроль за расходом поступающей в скважину
жидкости обеспечивается приборами 9 и 10. Одновременно прибо-
ром 24 регистрируется и записывается расход жидкости на входе
в колонну и на выходе из затрубного пространства скважины.
Сигнал на регистратор дифференциального расхода 24 посту-
пает от датчика расхода жидкости, установленного на блоке ма-
нифольдов 3, и датчика расхода 15. Информация о давлении жид-
кости на цементировочной головке 7 и в трубопроводе 14 передается
на регистраторы давления 8 и 23. Сведения о расходе и давлении
жидкости на входе и выходе из скважины поступают в блок управ-
ления 25, сигнал от которого далее передается на приводы управ-
ляемых задвижек 17 и 18 системы.
При поглощении раствора скважиной в результате высоких
гидродинамических давлений на пласты блок управления 25 по-
дает команду на открытие задвижки 18. При этом происходят ча-
стичный возврат жидкости к агрегатам, снижение подачи в сква-
жину и уменьшение гидродинамической нагрузки на пласты.
В случае проявления пластовых флюидов гидродинамические
давления на пласты повышают, что обеспечивается выдачей команды
228
блока управления 25 на прикрытие задвижки 18 и увеличением
подачи жидкости в колонну. Если полное прикрытие задвижки 18
не привело к прекращению проявления флюидов, то блок управле-
ния 25 подает дополнительную команду на частичное прикрытие
задвижки 17, что приводит к увеличению гидродинамического
противодавления на стенки скважины и препятствует проявлению
пластовых флюидов при цементировании.
В случае возникновения в цементировочной головке давления
выше допустимого блоком управления 25 выдается команда на
открытие задвижки 18, подача жидкости уменьшается и давление
в колонне за счет гидродинамической составляющей снижается.
ОСОБЕННОСТИ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯ СУХИХ СМЕСЕЙ
И ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ
Специфика цементирования глубоких скважин объясняется:
наличием высоких забойных температур и давлений, ускоряю-
щих время схватывания цементных растворов и изменяющих фи-
зико-механические свойства камня;
необходимостью приготовления и закачивания в затрубное про-
странство значительных объемов цементного раствора, что требует
ввода в работу одновременно большого числа агрегатов, цементо-
смесительных машин и другого оборудования;
подъемом цементного раствора на большие высоты.
Все это требует применения специальных цементных растворов,
а также сухих тампонажных смесей. Наиболее простой способ
приготовления сухих тампонажных смесей состоит в дозированной
поочередной засыпке цемента и наполнителей в приемный бункер
вертикального шнека цементо-смесительной машины. Однород-
ность смесей в этом случае не всегда высокая, поэтому рекомен-
дуется перебункеровка смеси, особенно в случае приготовления
цементно-бентонитовых растворов. При этом в цементо-смеситель-
ную машину равномерно засыпают цемент (шлак) из бункера через
загрузочный шнек. Глину (порошок) подают вручную в зависимо-
сти от заданного состава смеси.
В объединении Грознефть машину СМИ-10 оборудовали верти-
кальными шнеками, установив их в задней части бункера, и го-
ризонтальным — под сводом бункера. Частоту вращения шнеков
(от основного двигателя) подбирали так, чтобы шнеки успели по-
дать то количество смеси, которое подают два нижних горизонталь-
ных шнека для кругового перемещения загруженных материалов
цементо-смесительной машины.
На промыслах Туркмении цементо-смесительную машину
СМН-20 переоборудовали под дозатор-смеситель. Ее поделили вдоль
для раздельной загрузки цемента и песка. Чтобы изменить частоту
вращения одного из шнеков, находящихся теперь в изолированных
отсеках бункера, устанавливали дополнительную коробку скоро-
стей (от автомашины ГАЗ-51). Предварительно определив зависи-
229
Рис. 98. Схема установки для приготовления сухих тампонажных смесей
(ОКНГ):
1 2, 4 — силосные банки с песком, цементом и смесью соответственно; 3 — подающий
шнек; 5. 8 — смесительные машины, принимающие смесь; 6— смешивающий шнек; 7 —
тарельчатый дозатор; 9 — загрузочный шнек
Рис. 99. Схема устройства для приготовления тампонажных смесей в объеди-
нении Грознефть
мость подачи шнеков по песку и цементу от частоты вращения шне-
ков (и двигателя), установили необходимые соотношения частоты
вращения шнеков для получения цементно-песчаной смеси различ-
ного состава.
Из стационарных установок по приготовлению сухих тампо-
нажных смесей могут быть отмечены две. На базе механизирован-
ного склада (ОКНГ) для просева и хранения тампонажного цемента
изготовлена смесительная установка (рис. 98). Просушенный пе-
сок в цементо-смесительных машинах СМ-10 доставляется к уста-
новке, где с помощью дозатора смешивается с цементом. Загрузка
цемента обеспечивается шнеком с постоянной подачей 256 кг/мин.
Регулируя подачу песка тарельчатым дозатором, можно получить
однородную смесь цемента и песка в соотношениях 1 : 1, 2 : 2, 3 : 1
и т. д.
230
В объединении Грознефть построена установка для приготовле-
ния многокомпонентных тампонажных смесей (рис. 99). Карьер-
ный песок 1 автопогрузчиком 2 подается на вибросито 3. Просеян-
ный песок по ленточному транспортеру 4 поступает в сушильный
барабан 5, откуда элеватором 6 подается на ленточный транспор-
тер 7 и далее в емкость 9, установленную над бункерами 8. На каж-
дом трубопроводе установлены шиберные заслонки 10, открывая
которые можно направлять песок из емкости 9 в один из бункеров 8,
предназначенных для хранения и дозировки наполнителей в про-
цессе приготовления сухих тампонажных смесей.
Цемент доставляется цементо-смесительными машинами
2СМН-20. Для загрузки бункера 12, предназначенного для дози-
ровки цемента в процессе приготовления смесей, под выгрузочное
отверстие цементо-смесительной машины подставляется шнековый
погрузчик. Подающие шнеки бункеров 8 и 12 приводятся во вра-
щение через коробки скоростей, наличие которых позволяет менять
частоту вращения шнеков и обеспечивать необходимую дозировку
вяжущего и наполнителя (1:1, 2:1 и т. д.).
Приготовление смесей сводится к следующему. Наполнитель
из бункера 8 подается в приемную камеру передвижного шнекового
погрузчика, установленного на рельсах и направляющего материал
в приемную камеру 15, укрепленную на высоте. В эту же камеру
шнековым погрузчиком 13 из бункера 12 подается цемент. Из ка-
меры 15 шнековый транспортер-смеситель 14 забирает цемент и пе-
сок и смешивает их в процессе транспортирования до окна выгрузки.
Из шнека-смесителя 14 смесь поступает в бункер цементо-смеси-
тельной машины 11. При смешении трех и более компонентов при-
готовляется сначала двухкомпонентная смесь, которая затем сме-
шивается с очередным наполнителем.
А. С. Мамврийский на основании экспериментальных работ по-
казал, что получение однородных тампонажных смесей при непре-
рывном их приготовлении обеспечивают пневматические смеситель-
ные устройства. Наиболее высокие результаты получены в гране-
ном циклоне-смесителе с односторонним тангенциальным вводом
компонентов. Высокая однородность смеси обеспечивается локаль-
ными вихрями в углах граней корпуса и дополнительным переме-
шиванием в смесительных тарелках.
Для приготовления цементных растворов наибольшее распро-
странение получил способ непосредственного затворения тампо-
нажного цемента (без наполнителей) водой. Этот способ с некото-
рыми изменениями применяется и при затворении многокомпонент-
ных сухих тампонажных смесей водой. В данном случае необходимо
обращать внимание на возможное осаждение песка или утяжели-
теля в приемной емкости, а также увеличивать давление поступаю-
щей воды для затворения цементно-бентонитовых смесей до 1,2—
1,5 МПа (при существующей системе обвязки).
Цементно-бентонитовый раствор подается в скважину двумя
агрегатами от одного бункера в связи с высоким выходом раствора
231
в единицу времени, так как отношение воды к сухой смеси дости-
гает 0,9—1,2. Вообще же следует отметить, что давление воды, иду-
щей на затворение цемента, должно быть существенно повышено,
что обеспечит более высокие физико-механические свойства цемент-
ного раствора и камня, а также увеличит вакуум герметичного
гидросмесительного устройства.
Для повышения однородности приготовляемого цементного ра-
створа с использованием СМ и ЦА целесообразно применять осред-
нительные емкости. В объединении Грознефть накоплен опыт их
использования. Там успешно применяют передвижные осредни-
тельные емкости на базе автоцистерн.
В зарубежной практике также используют осреднительные ем-
КОСТИ.
В Грознефти приготовляют растворы путем последовательного
затворения многокомпонентных тампонажных смесей. В вакуум-
смесителе одной из цементо-смесительных машин цемент затво-
ряется водой, после чего раствор подается в вакуум-смеситель дру-
гой машины, бункер которой заполнен песком (или другим напол-
нителем). Песок подается в заданном соотношении, количество
воды рассчитывают.
Наряду с обычным способом приготовления цементно-бентони-
товых растворов в Ставрополье применены способ затворения це-
мента специальным глинистым раствором (в Дагестане был при-
менен способ затворения цемента глинистым раствором, которым
промывали скважину) и способ приготовления облегченного раст-
вора смешиванием в коллекторе параллельно подаваемых цемент-
ного и глинистого растворов.
Расстановка оборудования при цементировании зависит от мно-
гих обстоятельств (рельеф местности, глубина скважины, темпера-
турные условия, наличие и тип замедлителя сроков схватывания
цементных растворов, количество и тип компонентов смеси, способ
обеспечения однородности раствора, ожидаемое давление и т. д.).
Пока не существует унифицированных схем, однако необходимыми
элементами являюся устьевая арматура (АУ-5), через которую про-
качивают цементный и буровой растворы, и станция контроля це-
ментирования скважин.
В США заказы на проведение цементировочных работ прини-
мают специализированные фирмы, которые имеют склады-мага-
зины с приспособлениями технической оснастки для повышения ка-
чества цементирования скважин. При этих же магазинах есть кон-
сультации для решения конкретных технических проблем. Многие
фирмы располагают бригадами для проведения каротажных и це-
ментировочных работ. Например, фирма «Халибуртон К°» в своем
распоряжении имеет около 2000 бригад. Работы обычно проводятся
очень тщательно, в нужный срок с использованием последних тех-
нических достижений США. Некоторые фирмы, наряду с цементи-
рованием скважины, выпускают оборудование.
Дальнейшее развитие техники и технологии процесса цементи-
232
рования скважин, особенно в осложненных условиях, заключается
в применении устройств для автоматического контроля плотности
раствора и установки, позволяющей фиксировать количество вхо-
дящей в скважину и выходящей из нее жидкости с последующим
введением элементов автоматизации процесса на основании выбора
оптимальных вариантов, рассчитанных на ЭВМ.
СХЕМЫ РАСЧЕТА РЕЖИМА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Расчеты при цементировании скважин — важная часть проекти-
рования заключительного этапа строительства скважины. Однако
точный расчет всего процесса цементирования произвести пока не-
возможно вследствие отсутствия данных по реологии цементного
раствора, истинных размеров и конфигурации ствола скважины,
трудностей при определении местных сопротивлений и т. д. Поэ-
тому распространен стохастический подход (взамен детерминиро-
ванного) к гидравлическому процессу цементирования (В. И. Бон-
дарев, Д. X. Динмухаметов, Г. В. Рыбалкин и др.).
Применительно к конкретным местным условиям создаются
свои методы расчета главным образом с учетом давления гидрораз-
рыва пластов (В. М. Карпов, В. Г. Добрянский, А. А. Мовсумов,
Э. Л. Рутберг, В. М. Муняев и др.). Рассмотрим более общие слу-
чаи.
Расчет сплошного одноступенчатого цементирования обсадной
колонны включает:
установление количества сухого цемента (или смеси цемента
с наполнителями), выбор типа цемента;
определение необходимого количества воды и реагентов для
затворения, определение объема продавочной жидкости;
установление допустимого времени цементирования скважины,
выбор рецептуры цементного раствора;
определение числа агрегатов и цементо-смесительных машин.
Иногда определяют возможное максимальное давление в конце
процесса цементирования.
Зная статическую /зст температуру бурового раствора у за-
боя, определяем динамическую (при промывке) температуру А,.,
^.я Л?.ст Д/У.о--/У-А/П,	(198)
где ty о и ty — температуры «нейтрального» слоя земли и бурового
раствора на устье при циркуляции через один-два цикла; —
разность температур выходящего из скважины и закачиваемого
в нее бурового раствора.
До температур примерно 50 °C применяют цементы для «холод-
ных» скважин, если температура в скважине составляет ориенти-
ровочно 50—90 °C, используют цементы для «горячих» скважин,
при более высоких температурах и давлениях — цементы для глу-
боких скважин (цементно-песчаные, на основе доменных шлаков
233
Рис. 100. Схема скважины для
расчета процесса цементирования:
/- номинальный диаметр скважины;
2 — обсадная колонн/; .У — буровой
раствор; 7 — уровень подъема тампо-
нажного раствора; 5 — каверны; 6 —
тампонажный раствор; 7 -. горные по-
роды; 8 - цементный стакан
определенными геологической
коэффициентами кавернозности
и др.). Подбирая тип цемента и зная
его физические характеристики,
можно определить требуемое его
количество.
На рис. 100 показана схема
скважины. Объем ее с учетом ко-
эффициента кавернозности k на вы-
соте подъема цементного раствора
Н с учетом объема цементного
стакана будет соответствовать объ-
ему цементного раствора
Vu.p	]-D\h],
(199)
гдеР, d, dx — соответственно диа-
метр скважины, наружный и внут-
ренний диаметры обсадной ко-
лонны; h — высота оставленного
в скважине цементного стакана
(расстояние от башмака колонны
до стоп-кольца).
Коэффициент кавернозности k
обычно изменяется от 1,2 до 2,5.
При расчетах для цементирования
предпочтительно пользоваться
службой для конкретных скважин
или руководствоваться данными ра-
нее зацементированных скважин.
Для приготовления 1 м:! цементного раствора при заданном
водоцементном отношении т (обычно равном 0,5) и плотности воды
р„ необходимо иметь q тонн цемента плотности рц.
q =^= риРв/(Рв + /прц),
тогда плотность цементного раствора
Рц.р -<7(1 +т).
(200)
(201)
Практически рц. р определяют ареометром.
Общее количество цемента
Сд - k^q\\,
(202)
где ku ~ 1,03н-1,05— коэффициент, учитывающий потери це-
мента при погрузочно-разгрузочных работах.
Число /2] цементо-смесительных машин принимается с учетом
расчетного объема цемента при условии, что в каждую из них можно
загрузить примерно 20 т материала щ = Сц/20.
234
Общий объем воды при этом составит
VB =Gu/(MbPb).	(203)
где kB = 1,03-г-1,05 — коэффициент, учитывающий потери воды-
Из рис. 100 следует, что объем продавочной жидкости для
транспортирования цементного раствора в затрубное пространство
можно определить по формуле
Уж X —X^-(L -h)>	(204)
4
где A -= 1,01 -4-1,10 — коэффициент сжимаемости продавочной жид-
кости.
Более точный объем продавочной жидкости можно вычислить
по формуле
- Д f У li - /А,	(20 5)
I 4	4 I
\ i = 1	/
где п — число секций обсадной колонны, различающихся по внут-
реннему диаметру; di — соответствующие каждой секции труб их
Внутренние диаметры, м; — длины секции обсадных труб, м
/1=П	\
z / и ; L — глубина спуска обсадной колонны, м.
\ i = ।	7
Использование принятых А = 1,03-?-1,05 при расчете газовых
скважин во многих случаях приводит к уменьшению объемов на
8—10 % против фактических в связи с неточным замером и подсче-
том объема закачиваемого в скважину бурового раствора при про-
давке и более высокой сжимаемостью последнего вследствие гази-
рования. Способность к дегазации буровых растворов различна.
Для уточнения объема продавочной жидкости при цементировании
необходимо определить количество газа (воздуха) в газированном
растворе. Это можно осуществить большим (например, в 2—3 раза)
разбавлением бурового раствора водой. При резком снижении
вязкости и статического напряжения сдвига буровой раствор сво-
бодно отделяется от газа и за короткий отрезок времени практи-
чески полностью дегазируется.
Объемную долю х газа определим из выражения
х = 3—(рф + 2)/рр,	(206)
где рф и рр — плотности соответственно газированного и разбав-
ленного растворов (взято бурового раствора 1 л, воды — 2 л).
Например, газированный буровой раствор плотностью рф =
1300 кг/м3 разбавлен водой в соотношении 1 : 2. Плотность рр =
1120 кг/м3. Следовательно, в нормальных условиях раствор со-
держит 5 % газа, что составляет 0,05 м3 в 1 м3 раствора, т. е. можно
определить объем продавочной жидкости с учетом сжимаемости
бурового раствора. Тогда объем V продавочной жидкости опреде-
235
лится добавлением к расчетной величине Кж объема AV раствора,
равного объему газа при данной объемной доле его содержания,
т. е.
V <Д’Ж Г..Д1  и).	(207)
Величину максимального давления в конце продавки можно вы-
числить по формуле
Р-Р1 + Р2,	(208)
где Р1 — давление, обусловленное разностью удельных весов ра-
створов в трубах и затрубном пространстве:
Р1 -- ^[(Я-й)(Рц.р --рж)|.	(209)
Гидравлические потери давления р2 точно рассчитать пока не-
возможно. Для приблизительных расчетов используют ориентиро-
вочные формулы:
Р. И. Шищенко
а)	для скважин глубиной до 1000 м р„ -- 0,001 L + 0,8, МПа;
б)	для скважин глубиной> 1000 м р2 == 0,001 L + 1,6, МПа;
М. А. Красина /?2	0,0021 L + 0,6, МПа;
В. А. Воловика Pi == 0,001 L, МПа;
Г. М. Гевиняна р<> - - аТ11’l --L , МПа,
Г]
где а — 0,10—0,20 — коэффициент, зависящий от диаметра ко-
лонны и подачи насоса; Т — вязкость бурового раствора по СПВ-5, с:
L — глубина скважины, м; ц — коэффициент просвета скважины;
Q — расход бурового раствора.
Расчеты по приведенным формулам значительно отличаются
друг от друга.
Итак, давление, развиваемое цементировочными агрегатами,
должно быть ров'>р = Pi + Pi-
При определении допустимого времени цементирования следует
исходить из необходимости накопления запаса времени из расчета
5—10 мин на каждые 1000 м глубины скважины. Допустимое время
цементирования Тлоп (в мин) должно соответствовать времени
схватывания с учетом указанного запаса
Тяап<Г^ + (5+10)с,	(210)
где с—глубина скважины, км, причем до 2 км запас времени,
указанный в скобках, принимается равным 5 мин, при большей
глубине он принимается равным 8—10 мин на 1 км.
Число цементировочных агрегатов п определим по формуле
/г-7оГ/7до;„	(211)
где \Та6 = /ц + /пр + 10 мин — продолжительность цементирова-
ния скважин одним агрегатом; /ц — время закачки цементного
раствора; /пр — время продавки цементного раствора; 10 мин —
время на освобождение цементировочной пробки.
236
К расчету
це ментиро-
Рис. 101.
п роцесса
нания
движения
При нормальном цементировании практи-
чески весь цементный раствор (за исключе-
нием цементирования глубоких скважин
с большой высотой подъема раствора в за-
трубном пространстве) закачивается агрега-
тами на IV скорости, т. е. при их макси-
мальной подаче. В этом случае суммарные
потери давления р2 не должны превышать
максимального давления агрегатов рц. а, т. е.
Рч Рц. а •
Тогда время закачки цементного раствора
агрегатами на IV скорости
/ц-Уц.Р/<7,	(212)
где q — подача цементировочных агрегатов
на IV скорости.
После закачки всего цементного раствора
и освобождения цементировочной пробки на-
чинают продавцу на максимально возмож-
ной скорости для обеспечения турбулентно!
цементного раствора в затрубном пространстве скважины.
Если есть опасность гидроразрыва пластов при цементировании,
то процесс ограничивают давлением гидроразрыва пластов и, ис-
ходя из этого давления, задают скорость продавки, а часто спе-
циально подбирают цементный раствор с учетом снижения его
плотности.
Обычно продавца цементного раствора начинается на IV спо-
рости агрегатов. По мере увеличения высоты подъема раствора
в затрубном пространстве давление возрастает, что требует пере-
ключения агрегатов на более низкие скорости. Как правило, про-
цесс цементирования скважин, особенно глубоких, заканчивается
при работе цементировочных агрегатов на I скорости. Время про-
давки цементного раствора можно определить по формуле
^пр — VIVjk/<7iV +"	11 +	“F	(213)
где K1V ... 1ж — объем бурового раствора для продавки на соот-
ветствующей скорости агрегата; <?[V . • . 1 — подача цементировоч-
ного агрегата на соответствующей скорости.
Для определения /пр зафиксируем некоторый момент располо-
жения цементного раствора в скважине (рис. 101) и запишем урав-
нения, характеризующие равенство давлений в трубах и затрубном
пространстве
(L — /2)рж£ЧД3рц.р£ + р2=--(1Р>к£ I (/- —/1)рц.г£ + рц.а. (214)
и равенство объемов цементного раствора в затрубном пространстве
и трубах
л	л<Д
Уц.р -. -(Д2-^)/2 + --1(А-/1).	(215)
4	4
237
Здесь рц. а — максимальное давление на агрегате при работе
его на /z-й скорости, 1/ц. Р принято без учета k.
Совместным решением уравнений (214) и (215) относительно
lj получаем, полагая nd.^/4 = F2 и л (D2—d2)/4 = F 2:
I . Рdl 	Р'г (Рц.а — Ра)_ hPi — Уц
1 Fi-I Рг (Н 1^)(Рц. р 4 1>ж)£ + Р, + Рг
где /j — высота закачанной в трубы продавочной жидкости на мак-
симальной скорости.
Таким же образом подсчитывается высота закачанной продавоч-
ной жидкости на меньших скоростях, т. е. высота столба продавоч-
ной жидкости в обсадной колонне в момент перехода на меньшую
скорость.
Методика расчета 1 режима цементирования обсадной колонны
и выбора числа агрегатов предназначена для определения режима
закачивания и продавливания цементного раствора в скважину,
выбора цементировочного оборудования и нахождения продолжи-
тельности процесса цементирования. Рекомендуется следующий
порядок расчета.
Проверяется возможность спуска обсадной колонны в один прием
и цементирования ее в одну ступень, при этом используются ус-
ловия
GOk+G6k<[G0]; 1,2Тс^[Тпр];
Pi^minlpo], [pj; p2<IP2J;
Рз^1Рз],	(217)
где G0K, GGli — массы соответственно обсадной колонны труб и бу-
рильной колонны, на которой спускают секцию или хвостовик
(G6k может быть равна нулю); [Go ]— грузоподъемность буровой
установки (здесь следует учитывать предельную грузоподъемность
наиболее слабого элемента подъемной системы, а также допусти-
мую нагрузку на резьбовые соединения труб); Тс — время сборки
и спуска обсадной колонны; [Т’пр] — допустимое время пребыва-
ния скважины в необсаженном состоянии без промывки (в соот-
ветствии с конкретными геолого-техническими условиями); [р0] —
предельное внутреннее давление для обсадных труб; pt, [pj —
соответственно расчетное и допустимое давление на цементировоч-
ной головке; р.2, [р2] — соответственно расчетное и допустимое
давление в насосах цементировочных агрегатов (ЦА); р3, [р3] —
соответственно расчетное и допустимое давление на забое скважины
(определяется предельным давлением, при котором возникает по-
глощение).
Предельные величины, стоящие в правой части неравенств,
являются паспортными характеристиками с учетом соответствую-
щего коэффициента запаса прочности. Если невозможно подобрать
1 Составлена совместно с В. И. Бондаревым.
238
оборудование и режимы цементирования согласно условиям (217),
следует определить способ спуска и цементирования обсадной ко-
лонны (в один или несколько приемов). Ресчет режима цементиро-
вания проводят только после определения длин секций или ступе-
ней обсадной колонны.
Возможность цементирования в одну ступень проверяется после
расчета давлений в конечный момент процесса продавливания.
Давление на цементировочной головке в конечный момент цементи-
рования определяется по формуле
Pi: cos а [И Ц1 (рц1 —рб) g + Яц2 (рц2—рб)£ +
+ Лбж (Рбж -Рб) gl + Рд,	(218)
где Нц J, Яц2— проектная высота подъема соответственно первой
(в порядке закачивания) и второй порции цементного раствора,
м; Рц 1, Рц 2. Рб, Рбж — плотности соответственно первой и второй
порции цементного раствора, бурового раствора и буферной жид-
кости, кг/м3; hfyK — высота столба буферной жидкости в затруб-
ном пространстве, м; рд — суммарное гидродинамическое давление
в трубах и затрубном пространстве, МПа.
Величину рд следует определять по эмпирической зависимости
рд - l,2 + 0,8 10-8p6LQ2
I
d()
//щ Т/ц2 Рт[
L рб (D — d)2
(219)
где Q — подача насосов, л/с; d0, d — внутренний и наружный диа-
метры колонны труб, м; р, = (рц,Ущ + рц21/ц2)/(1/ц1 + Уц2) —
средневзвешенная по объему плотность цементного раствора; Уц1,
1/ц2— объемы первой и второй порций цементного раствора; D —
диаметр скважины, м; L — длина колонны труб, м.
Для конечного момента цементирования следует принять Q =
' Qmin 8 6 л/с.
В формуле (218) надо использовать средневзвешенные по длине
колонны значения диаметров
(220)
’ т / tn
где = L; т — участок гидравлического канала с постоянным
сечением.
Давление цементировочного агрегата
Pl Pt Р.,	(221)
(рм — потери давления в манифольде).
В общем случае ры определяется по эмпирической формуле
рм-0,7 +0,01 PQ2,
где р = рб или рц1, или рц 2 в зависимости от типа прокачиваемого
раствора.
239
Давление на забое скважины р3 в конечный момент цементиро-
вания
Рз cos ag (ЛбжРбж 1‘ НщРц! Д Ния т Pus I- ^еРе) т Рзп, (222)
Рз., -----------Рд 	-,	(223)
1 J D~d л	rf)
2 Jo \/ Jo
где hn — высота столба бурового раствора в затрубном простран-
стве (если скважина цементируется до устья, то hn = 0), с; —
гидродинамические потери давления в затрубном пространстве,
МПа.
Гидравлическая программа цементирования рассчитывается пу-
тем выбора подачи насосов в начальный и конечный моменты вре-
мени. Подача при продавливании цементного раствора, средняя за
всю продолжительность процесса, определяется по формуле
П.;. Р ^(О Д(/^ гГ),
где Г = 75—105, 1/с.
Рекомендуемое значение Q„p является предпочтительным для
обеспечения качества цементирования эксплуатационных обсад-
ных колонн, однако в процессе расчетов оно может быть откоррек-
тировано для любого вида колонн в соответствии с условиями
(217).
Максимальная подача насосов ЦА в начале продавливания
Qmax = 2Q„P — Qmin. При этом имеется в виду, что процесс начи-
нается с подачи Стах, которая постепенно снижается к концу про-
давливания до Qrnin путем уменьшения числа двойных ходов на-
сосов всех введенных в действие ЦА или путем поочередного от-
ключения ЦА при росте устьевого давления.
Затем проверяются условия (217) для всех звеньев гидравличе-
ского канала при Q = Qmax Для положения растворов, соответст-
вующего началу продавливания. Давление на цементировочной
головке
Р1  Рез +	+ Рд,
где рсз и р„ — суммарные гидростатические давления столбов
растворов, находящихся соответственно в затрубном пространстве
и в трубах.
В общем случае
Рсз -COS CCg (^цз1Рц1 "Ь ^цз2рц2 " I АбжзРбж ‘t-^бзРб)’,	(224)
Рст — cos ag (/1цт1рщ ^цтгРцг Ч^^бжтрбж (- ЛбтРб),	(225)
где /гцз н Лц3 2, Л(-)Ж з, hf,3 — длина столбов соответственно первой
и второй порции цементного раствора, буферной жидкости и буро-
вого раствора в затрубном пространстве, м; /tllT t, /illT 3, h6l —
то же, для труб.
240
Длины столбов растворов определяются с учетом местополо-
жения их в скважине в данный момент:
для труб
hir !/,,-'0,7854,
для затрубного пространства
hi3 Е,0,78.ц/)- .Р).
где hir, hi 3 — длина столба z-ro раствора соответственно в трубах
и затрубном пространстве; 1/1т, Vi 3 — объем той части z-ro раст-
вора, которая в данный момент находится соответственно в трубах
или затрубном пространстве.
Давление на забое р3 — рс:, + Значения рл, р,, рм вы-
числяют по формулам соответственно (219), (221) и (224). Вычис-
ленные величины рг, р2 и ря подставляют в неравенства (217). При
нарушении условий (217) следует уменьшить подачу Qmax на AQ
и повторить расчет заново, в соответствии с новым значением Q„,ax
корректируется величина Qllp
Qnp Qmax’t Qmii/2.	(226)
Продолжительность процесса цементирования складывается из
времени приготовления, закачивания и продавливания цементного
раствора, а также вспомогательного времени.
Продолжительность закачивания
Н ^щ/<2щ 4 V'uo/Qua,
где <2ц1,	— подачи при закачивании порций цементного раст-
вора.
Qul - 7: *
где z/„ — производительность цементо-смесительной машины
(СМИ) (<?п = 13,3 л/с при рцД>1850 кг/м:|; q„ = 14,4 л/с при рц =
;  1800—1850 кг/м3; qn = 17,3 л/с при рц < 1540 кг/м3); пс—
число СМИ, одновременно затворяющих цементный раствор.
1 Qinax/^u (с округлением до целого)
zi. : min ।
( Gul/Gc (с округлением в большую сторону).
Здесь Оц1, Gc — количества сухого вяжущего с учетом потерь при
затворении и загрузке одной СМИ.
Аналогично определяется 2.
Если QU1 или 2 окажется больше Qmax, то необходимо про-
верить неравенства (217), для чего достаточно вычислить давления
в начале и конце закачивания данного раствора с учетом положе-
ния растворов в скважине.
Продолжительность процесса продавливания
Др EK/Q,,P
(	— объем внутриколонного пространства).
241
раствора и продавливании (б)
При этом должно выполняться условие /П|, С 1ТЦ ], где [Тц | —
время надежной безостановочной работы цементировочного обору-
дования. Если условие не выполняется, следует увеличить резерв-
ное число цементировочных агрегатов.
Полное время цементирования
А — Ч" Л,р + + ^о>
где = 10—15 мин — время на вспомогательные работы (промывка
линий, освобождение пробки); /() — время заполнения осредни-
тельной емкости.
Контроль режима цементирования целесообразно проводить
по расчетному графику изменения подачи насосов и давления на
цементировочной головке (или на ЦА) в зависимости от объема ра-
створа, закачанного в скважину. Для построения графика на пе-
риод закачивания достаточно знать давление в начале и конце про-
цесса.
При построении графиков продавливания следует иметь в виду,
что подача изменяется не равномерно от Qmax до Q,ni„, а ступен-
чато (пунктирная линия на рис. 102). Поэтому необходимо вычис-
лять давление на цементировочной головке в начале и конце каж-
дой ступеньки и в моменты, когда голова раствора пересекает гра-
ницу между каналами различной формы, т. е. когда изменяются
длины столбов жидкостей.
В случае возможных отклонений процесса от расчетной про-
граммы необходимо ориентироваться на предельно допустимые дав-
ления /?||р на цементировочной головке. Эти давления рассчиты-
ваются по формуле
Рпр Р1 + [Рз\~Рз,
(227)
242
когда при продавливании лимитирующим звеном гидрвалической
системы является необсаженный ствол скважины.
Если по расчету величина р„р отрицательная, это означает, что
данная программа цементирования приведет к разрыву пластов
и поглощению жидкостей.
Число СМИ определяют по формуле
Иц
При возможности догрузки СМН непосредственно в процессе
затворения их число может быть уменьшено путем использования
цементовозов (ЦВ) с авторазгрузкой.
Рациональное число ЦА выбирается наибольшим из следующих
условий:
максимальное число ЦА для закачивания каждого из затворяе-
мых цементных растворов пцл , — 2/гс;
максимальное число ЦА для хранения воды затворения объемом
VB3 при приготовлении каждого из цементных растворов
ИцА2 ~ VB3/VqA - SGr/pB3VцЛ,
где Ецд — объем емкостей ЦА; В — водотвердое отношение; рвз —
плотность воды затворения (при применении осреднительной ем-
кости число этих ЦА может быть уменьшено);
число ЦА для обеспечения программы продавливания цемент-
ного раствора по мощности
Яцл .<	^/А/цЛ,
где N — максимальная потребляемая мощность в процессе цемен-
тирования; 7Vua — мощность ЦА.
Значение N определяется из условий
Л' та Р2<3пр (В конце йементирования)
I РгСтах (в начале продавливания),
где р-2 рассчитывается по формуле (221) при Q = Qtip.
По технико-технологическим условиям расстановки и обвязки
оборудования и его управления допускается использовать ЦА
отдельно для приготовления, закачивания и продавливания це-
ментного раствора. К расчетному числу СМН следует добавить
одну запасную машину с сухим вяжущим, а к числу ЦА — один
запасной агрегат и агрегаты для приготовления и закачивания бу-
ферной жидкости.
На ЭВМ проверена описанная методика расчета. Полученные
результаты позволяют рекомендовать ее к практическому исполь-
зованию.
Стохастический подход к анализу промыслового материала и
гидравлическому процессу цементирования стали применять не-
давно [23 ]. Для его осуществления используются числовые таблицы
давление р — подача Q — время /, которые получают, записы-
вая процесс цементирования скважин на диаграммы станции кон-
243
троля цементирования скважин (СКЦ-2М). Эти диаграммы могут
послужить для определения гидростатического и динамического
давлений в трубах и затрубном пространстве, градиента скорости
течения по зазору, для анализа скорости и времени движения бу-
ферной жидкости, оценки уровней раствора в обсадной колонне
и в скважине в различные моменты времени.
Путем решения обратной задачи прослеживается движение пачки
цементного раствора по гидравлическому каналу. Задача решается
при следующих допущениях и ограничениях: цементирование про-
водится прямым способом, отсутствуют потери (утечки, поглощение)
растворов, цементный раствор полностью вытесняет буровой и за-
полняет затрубное пространство независимо от режима течения,
размеры затрубного пространства определяют с учетом показаний
каверномера и размеров обсадных труб.
Исходными данными являются размеры (длина и диаметр) участ-
ков гидравлической системы, плотность всех растворов, режим за-
качивания цементного раствора (в виде таблицы Q—/), режим про-
давливания (в виде таблицы р—Q—/).
Программа ГИЦ позволяет получить скорректированную по-
дачу цементировочных агрегатов при закачивании и продавлива-
нии, если заданный объем бурового раствора отличается от объема
обсадной колонны, идеальный (без учета сил трения) и истинный
объемы опорожненной колонны при перетоке части жидкости в зат-
рубное пространство вследствие разности плотностей цементного
и бурового растворов, функциональную зависимость потерь давле-
ния в манифольде от подачи.
Кроме того, на каждый расчетный момент определяют потери
давления в манифольде, разность гидростатических давлений в за-
трубном пространстве и обсадной колонне, суммарное гидродина-
мическое давление в обсадных трубах и затрубном пространстве,
гидростатическое давление в затрубном пространстве, положение
пачки цементного раствора в скважине во времени, градиенты ско-
рости (по радиусу) течения растворов на различных участках гид-
равлического канала. На конечный момент продавливания рассчи-
тывают объем закачанных в скважину растворов и высоту их
подъема в колонне и затрубном пространстве.
Математическая постановка задачи [23]. Подачу насосов ЦЛ
Qt в момент ti закачивания и продавливания корректируют по
формуле
Qi -= О+(У,<- У.,)/Уп],
где Q't — скорректированная подача; Ук — внутренний объем об-
садной колонны; У„ — объем бурового раствора, определяемый
подачей Qi и временем Ц по диаграмме СКЦ.
Истинный объем опорожненной колонны после закачивания
определяют путем учета объема бурового раствора К, заполнив-
шего колонну при отсутствии давления на цементировочной головке.
244
Этот объем находят из диаграммы СКЦ по характерному росту дав-
ления при постоянной подаче насосов в момент времени /к.
Давление рм(- для преодоления гидравлических сопротивлений
на участке от блока манифольда до устья скважины рассчитывают
по формуле
р,а Ar BpQ;,
где А, В — коэффициенты, рассчитанные по методу наименьших
квадратов путем аппроксимации точек pt—Qi, зарегистрированных-
в начальный момент продавливания при отсутствии давления на
устье, связанного с перемещением всех растворов, находящихся
в скважине; р — плотность раствора, движущегося по трубам ма-
нифольда.
Разность гидростатических давлений Лрг.в момент h в затруб-
ном пространстве и в колонне во время продавливания рассчиты-
вают для всех рабочих растворов по формуле
^Р < g £ I'- h, -hi],
Д=1
где /и — число растворов; р/ — плотность /-го раствора; /ф, 1г, —
высота столба раствора в затрубном пространстве и в колонне со-
ответственно.
Суммарное гидродинамическое давление , в обсадных тру-
бах и затрубном пространстве
Ргд1 =; Pi Pmi Aprci.
Гидростатическое давление в затрубном пространстве р'гс равно
сумме давлений столбов растворов различной плотности:
Ргс= gZ Pthj.
i=i
Градиенты скорости Г (по зазору) течения растворов на анали-
зируемых участках / системы
Г —6о>/ (Dj—d),
где о) — скорость течения жидкости в затрубном пространстве;
Dj — диаметр участков ствола скважины; d — наружный диаметр
обсадной колонны.
Исходные данные для функционирования программы ГИЦ и по-
следующего анализа результатов собирают из различных источни-
ков информации. Среди них карточка цементирования и паспорт
скважины, кавернограмма ствола скважины, диаграмма СКЦ, а
также материалы геологического, технологического и других от-
делов УБР, РИЦ, РУБР.
Наибольшая сложность заключается в снятии необходимых
данных с диаграммы СКЦ- Для исключения систематических по-
245
грешностей предусмотрены соответствующие корректировки. Сле-
дует учитывать, что показания приборов линейны, и точное нахож-
дение одной точки гарантирует надежность тарировки во всем диа-
пазоне измерения.
Кривая подачи растворов в зависимости от сложности разби-
вается на определенное число отрезков, на которых этот показатель
можно считать неизменным. Суммируя произведения подачи на
соответствующие промежутки времени, можно получить закачан-
ный в скважину объем растворов на контрольный момент времени.
Если сравнением установлено расхождение объема продавочного
раствора и объема внутриколонного пространства, то программа
ГИЦ предусматривает соответствующую корректировку исходных
данных на каждом участке кривой и пересчет объемов растворов
при закачивании и продавливании. При измерении и расшифровке
диаграммы СКЦ погрешность 6Q = ± 1 л/с.
Плотности жидкостей корректируют по контрольному замеру
известной и устойчивой плотности жидкости (например, воды или
буферной жидкости) путем сопоставления с показателями само-
писца. В процессе цементирования почти всегда есть операции за-
качивания в колонну буферной жидкости и промывки манифольда
водой. Погрешность <5р ~ 50 кг/м3, погрешность в нахождении
времени по диаграмме СКЦ б/ = + 3 с.
Блок манифольда — наиболее надежная система станции СКЦ.
Контроль правильности показаний давления в манифольде осущест-
вляют по нулевому положению, которое соответствует атмосфер-
ному давлению. Такими моментами, когда датчик давления сооб-
щается с атмосферой, являются контрольные включения аппара-
туры перед цементированием, а также открытие крана на цементи-
ровочной головке для промывки линий. С учетом погрешностей
при измерении и расшифровке диаграмм СКЦ = ± 0,4 МПа.
В качестве примера использования указанной программы при-
веден расчет процесса цементирования скв. 4730 Самотлорского
месторождения 123]. Исходные данные: в скважину спущена об-
садная колонна диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм до глу-
бины 1561 м и с толщиной стенки 7 мм — до глубины 2441 м. Ствол
скважины до глубины 407 м обсажен колонной диаметром 245 мм
с толщиной стенки 9 мм, в интервале 407—1000 м — открытый
ствол диаметром 303 мм, в интервале 1000—1551 м — диаметром
271 мм, в интервале 1551—2441 м — диаметром 244 мм.
В скважину в течение 230 с закачана буферная жидкость плот-
ностью 1000 кг/м5 с подачей 30,5 л/с; в течение следующих 557 с —
цементно-глинистый раствор плотностью 1510 кг/м3 и в течение
215 с — цементный раствор плотностью 1800 кг/м3 с той же пода-
чей. Режимы продавливания приведены ниже:
р, МПа ..............
Q, л/с ..............
/, с............  .	.
0,5	1	1,15	7	6	6	7
10	22	24	32	29	27	25
30	100	300	360	480	660	960
246
Продолжение
р, МПа............... 7,5	7,8
Q, л/с ............... 17	17
/, с..................Ю20	1320
10	11	11,7	12	14
17	14 И	7	7
1560 1710 2010 2400 2640
По виду кривой измерения р на диаграмме СКЦ установлено,
что в первые 300 с давление на устье скважины затрачивается
только на преодоление сопротивлений в манифольде. По предлагае-
мой методике можно выделить гидродинамическое давление из об-
щего измеряемого на устье скважины, установить его зависимость
от местоположения пачки тампонажного раствора и скорости ее
продавливания.
Возможность использования методики не ограничивается при-
веденными примерами. Сравнивая, например, расчетную высоту
подъема цементного раствора с показаниями акустического цемен-
томера, можно сделать вывод о правильности определения объема
затрубного пространства и качества вытеснения бурового раствора
цементным. Кроме того, возможность выделения гидродинамиче-
ских потерь в циркуляционной системе позволяет оценивать эф-
фективность применения понизителей вязкости цементных и бу-
ровых растворов.
Правильное использование методики даст возможность освоить
огромную объективную информацию о процессе цементирования,
в которой нуждаются научно-исследовательские и проектные орга-
низации. Следует отметить, что все методики требуют уточнения,
но, очевидно, стохастический подход к решению задачи наиболее
перспективен.
СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
Качество цементирования скважин в значительной мере опреде-
ляется качеством приготовления растворов, которые, в свою оче-
редь, зависят от конструктивных особенностей оборудования и тех-
нологии их приготовления. С учетом сложившейся практики по
цементированию обсадных колонн и специфики конкретных усло-
вий в каждом районе бурения надо составлять и утверждать типо-
вые схемы расстановки и обвязки цементировочного оборудования
с устьем скважин.
В связи с тем что в отечественной промысловой практике наи-
более широко применяются цементировочные агрегаты ЦА-320М
и ЗЦА-400, а также цементо-смесительные машины 2СМН-20, рас-
смотрим некоторые варианты типовых схем расстановки и обвязки
упомянутого цементировочного оборудования.
Приведенная на рис. 103 схема рекомендуется для цементирова-
ния обсадных колонн с использованием до 40 т тампонажных ма-
териалов. Однако она допускает возможность затворения и боль-
шего количества цемента путем последовательной замены освобо-
дившихся смесителей другими, заблаговременно затаренными, или
247
Рис. 103. Схема расстановки и об-
вязки цементировочного оборудова-
ния при пяти ЦА и двух СМИ:
1 — цЛ-320м; 2 — 2СМН-20;	3 — б.дчоК
для затворения цементного раствора; 4 —
цемснтвровру.у<>,ч	5 — унгния ио-
дачи проданочнои жидкости к агрегатам
Рис. 104. Схема расстановки и об-
вязки цементировочного оборудова-
ния при семи ЦА и двух бачках
затворения:
/ _ ЦА.-320м;	2	ЗЦА-400; J —
2СМН-20; 4 — бачок для затворения це-
ментного раствора; 5 — цементировочна я
головка; 6 — линия подачи продзвочноii
жидкости к агрегатам
же посредством включения в схему дополнительных агрегатов и
смесителей.
Если суммарная гидравлическая мощность насосов ЦА не обес-
печивает расчетные режимы цементирования, то в схему обвязки
подключают дополнительные агрегаты соответствующей характе-
ристики (рис. 104).
При обоих вариантах схем обвязки цементировочного обору-
дования цементный раствор закачивают одновременно с его приго-
товлением. При этом раствор от каждой точки затворения подают
вначале в блок манифольда БМ-700, а при отсутствии последнего —
непосредственно в цементировочную головку. Использование
БМ-700 позволяет облегчить и ускорить обвязку приемных и на-
гнетательных трубопроводов цементировочных агрегатов, более
правильно и успешно осуществлять централизованное управление
процессом цементирования.
На приведенных схемах обвязки цементировочного оборудова-
ния трубопроводы высокого давления, по которым от агрегатов
в скважину прокачивается цементный раствор, а затем продавоч-
ная жидкость, обозначены сплошными линиями, а трубопроводы
низкого давления, по которым в агрегаты подается жидкость за-
творения или продавочная жидкость,— пунктирными линиями.
При цементировании обсадных колонн с одновременным их рас-
хаживанием с помощью талевой системы схема обвязки напорных
линий несколько изменяется. Для этой цели монтируют специаль-
ные нагнетательные линии высокого давления, соединяемые с це-
ментировочной головкой с помощью дополнительных шарнирных
приспособлений.
248
Рис. [105- Схема рас-
становки и обвязки це-
ментировочного обору-
дования с применением
осреднителыюй емкости:
1 — ЦА-320м; 2—ЗЦА-400;
3— 2СМН-20; 4 —бачок для
затворения цементного раст-
вора; 5 — осреднительная
емкость; 6 — цементировоч-
ная головка; 7 — линия
подачи продавочной жидко-
сти к агрегатам
Для выравнивания параметров цементных растворов по всему
объему в последние годы (на Кубани, Мангышлаке, в Ставрополье,
Чечено-Ингушетии и др.) применяют технологию цементирования
с использованием осреднительных емкостей. Схемы расстановки
и обвязки цементировочного оборудования для применения двух
и четырех точек затворения растворов показаны соответственно на
рис. 105—107. Приведенные схемы обеспечивают возможность об-
вязки и одновременной работы расчетного числа смесительных ма-
шин и цементировочных агрегатов как с использованием БМ-700
и СКЦ, так и без них.
Рис. 106. Схема размеще-
ния и обвязки оборудова-
ния при цементировании
скважины с расхаживанием
колонны:
/ — 2СМН-20;	2 — ЦА-320м;
 I — ЗЦА-400; 4 — БМ-700; 5 —
СКЦ-2М; 6 — цементировочная
головка; 7 — шарнирные зве-
нья гибкого металлического
шланга; 8 — стояк
249
При этих вариантах схем обвязки затворяемый цементный раст-
вор (из одинакового материала) одновременно из всех точек перво-
начально закачивают в осреднительную емкость, где он дополни-
тельно перемешивается, осредняются его параметры и обеспечи-
ваются условия для формирования в последующем более качест-
венного цементного камня в скважине. Из осреднительной емко-
сти раствор отбирается цементировочными агрегатами и через блок
манифольда по двум линиям высокого давления закачивается в об-
садную колонну [31 I.
Для обеспечения расхаживания обсадных колонн внедрено не-
сколько схем расстановки оборудования, одна из которых пред-
ставлена на рис. 107.
Применяются схемы це-
ментирования скважин
с использованием гидрав-
лического способа актива-
ции цемента (Л. Б. Хусид
и др.), при котором поток
цементного раствора под
большим давлением по-
дается в устройство, где
происходит его соударение
со стенкой либо встречным
потоком, благодаря чему
разрушаются комкообраз-
ные включения и повыша-
ется степень гидратации.
Рпс. 107. Схема обвязки агре-
гатов при цементировании об-
легченным раствором с исполь-
зованием осреднительной ем-
кости и резервуара для заго-
товки жидкости затворения:
1 — 2СМН-20; 2 — ЦА-320М; 8 —
ЗЦА-400;	4 — БМ-700;	5 —
СКЦ-2М; 6 цементировочная
головка; 7 — ос роднительна я ем-
кость; 8 — резервуар
В настоящее время разработано много вариантов осреднитель-
ных емкостей. Часть из них более распространена, некоторые
имеют разовое применение. Успешно применяется осреднительная
емкость объединения Мангышлакнефть (В. П. Добриднев,
X. Ш. Шалабаев и др.), названная агрегатом для приготовления
и стабилизации основных параметров цементных растворов
(АСПЦР). Разработанная в Краснодарнипинефти самоходная ме-
ханическая цементомешалка, представляющая собой осреднитель-
ную емкость, также успешно используется, обеспечивая высокое
качество цементного раствора. Применение этой емкости совместно
250
и новой методики затворения цементного раствора при высоких
давлениях (С. В. Логвиненко, И. М. Фельдман, О. П. Кольцов)
дало возможность получить растворы высокой плотности и высокой
однородности.
ВНИИКРнефтью разработаны исходные требования на осредни-
тельную емкость, в соответствии с которыми она предназначается
для стабилизации плотности и повышения однородности цементных
растворов и может быть использована для приготовления буферной
жидкости и жидкости затворения. Осреднительную емкость следует
монтировать на шасси автомобиля вместе с устройством для пере-
мешивания раствора (с уровнемером), манифольдом для обвязки
с цементировочными агрегатами и цементо-смесительными маши-
нами и, наконец, пробоотборниками для взятия контрольных проб.
Производительность осреднительной установки должна быть не
менее 60 л/с, колебания плотности растворов не должны превышать
± 30 кг/м3 для раствора из портландцемента без добавок и
± 50 кг/м3 для утяжеленных.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Аветисов А. Г. Повышение эффективности технологических процессов
при бурении нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях.
М., Недра, 1980.
2.	Александров М. М., Булатов А. И., Доманов Г. И. Оценка возможности
расхаживания обсадных колонн при цементировании скважин.— Тр.
ГНИ, вып. HI, 1971, с. 42—48.
3.	Анализ процесса цементирования скважин по устьевой информа-
ции/В. И. Бондарев, Д. X. Динмухаметов, О. Н. Обозии и др.—Тр.
ВНИИКРнефти, вып. 13, 1977, с. 91—97.
4.	Ашрафьян М. О., Булатов А. И- Эффективность вытеснения буровых
растворов и разрушения глинистых корок при цементировании скважин .
М., ВНИНОЭНГ, 1970.
5.	Ашрафьян 44. О., Булатов А. И., Еремин Г. А. Формирование потока
вязко-пластичной жидкости в затрубном пространстве скважин.— Неф-
тяное хозяйство, 1970, № 11, с. 22—24.
6.	Буевич К). А. К модели снижения сопротивления при введении частиц
в турбулентный поток вязкой жидкости.— Механика жидкости и газа,
1970, № 2, с. 44—52.
7.	Булатов А. И. Технология цементирования нефтяных н газовых сква-
жин. М., Недра, 1973.
8.	Булатов А. И., Уханов Р. Ф. Совершенствование гидравлических мето-
тов цементирования скважин. М., Недра, 1978.
9.	Габузов Г. Г. О структурном и переходном течении вязкопластичной
жидкости.— Нефтяное хозяйство, 1971, № 12, с. 14 — 15.
10.	Голубев Д. А. О течении вязко-пластичных сред в кольцевом простран-
стве.— Нефтяное хозяйство, 197], № 8, с. 16—19.
11.	Гукасов И. А. Гидродинамика при креплении скважин. М., Недра, 1976.
12.	Гулизаде /VI. П. К определению гидравлических потерь при структурном
режиме движения вязко-пластичной жидкости между двумя соприка-
сающимися цилиндрами.-— Нефть и газ, 1971, № 11, с. 31—36.
13.	Данютевский В. С. Проектирование оптимальных составов тампона жиых
цементов. М , Недра, 1978.
14.	Измайлов Л. Б., Булатов А. И. Крепление нефтяных и газовых скважи н,
М., Недра, 1976.
15.	Ильин Г. А. Определение критической скорости течения промывочных
и цементных растворов.— Газовая промышленность, 1971, № 1, с. 5 — 7.
16.	Инструкция по креплению нефтяных п газовых скважин. Краснодар,
ВНИИКРнефть, 1975.
17.	Левин Е. /И., Ваулин В. И. Спуск и подпеска хвостовиков при креплении
скважин. Грозный, Чечено-Ингушское книжное изд-во, 1970.
18.	Липатов В. И., Мительман Б. И. Об условиях перехода от структур-
ного режима течения вязко-пластичных сред к турбулентному,— Тр.
ВНИИБТ, вып. 24, 1970. с. 193-201.
19.	Мамулов Ф. Г., Булатов А. И., Бондарев В. И. Регулирование реологи-
ческих свойств тампонажных растворов и снижение г mpai л ических
потерь при цементировании скважин, М., ВНИИОЭНГ, 1978.
20.	Марон В. И Определение коэффициентов турбулентного перемешана -
пня неньютоновских жидкостей.— Нефтяное хозяйство, 1975, № 2,.
с. 28—34.
21.	Марон В. И. Формулы для определения объема смеси при последова-
тельной перекачке.— Транспорт и хранение нефтепродуктов и углево-
дородного сырья, 1975, № 1, с. 7—14.
252
‘22	. М инигазимов М. Г. Экспериментальное исследование ламинарного дви-
жения жидкости в кольцевом трубопроводе.— Нефтяное хозяйство,
1971, № И, с. 62—64.
23.	Мирзаджанзаде А. X., Барановский В. Д., Ширинзаде С. А. Применение
статистических методов расчета в буровой гидравлике. М., ВНИИОЭНГ,
1978.
24.	Мирзаджанзаде А. X., Махмудов М. Н., Самедов М. Н. Элементы меха-
ники разобщения пластов. Баку, Азернефтеиздат, 1976.
25.	Определение коэффициента турбулентного перемешивания тампонажного и
бурового растворов методом детерминированных моментов/А. Г. Авети-
сов, А. И. Булатов, Э. Л. Рутберг, Г. А. Обабко— Тр. ВНИИКРнефти,
вып. 9, 1975, с. 413—420.
26.	Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении сква-
жин/А. Ф. Озеренко, А. К- Куксов, А. И. Булатов и др. М., Недра, 1978.
27.	Применение для крепления скважин аэрированных тампонажных раст-
воров с добавками ПАВ и стабилизаторов.-'В. А. Амиян, С. С. Джангп-
ров, В. И. Крылов, Н. А. Сидоров, М., ВНИИОЭНГ, 1978.
28.	Промывочные жидкости и тампонажные растворы/А. И. Булатов, Н. И.
Круглицкий, Н. А. Мариампольский, В. И. Рябченко. Киев, Техника,
1974.
29.	Проселков Ю. М. Теплопередача в скважинах. М., Недра, 1975.
30.	Пути повышения качества приготовления тампонажных раство-
ров/С. В. Логвиненко, И. М. Фельдман, О. П. Кольцов, Н. А. Сидоров,
М., ВНИИОЭНГ, 1978.
31.	Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Под ред. проф.
А. И. Булатова. М., Недра, 1977.
32.	Справочное руководство по цементировочному оборудованию/О. И. Без-
дробный, А. И. Булатов, В. Д. Барановский и др. М., Недра, 1979.
33.	Уханов Р. Ф. Совершенствование технологии применения буферных
жидкостей. М., ВНИИОЭНГ, 1977.
34.	Чуркин П. Г. Определение оптимального режима расхаживания колонн
обсадных труб.— Проблемы нефти и газа Тюмени, 1976, № 30, с. 48—57 .
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие .......................................................  3
Природа и механизм возникновения флюидопроводящих каналов в зако-
лонном пространстве скважин......................................... 4
Общие положения........................................... 4
Классификация причин образования флюидопроводящих каналов
в зацементированном заколонном пространстве	скважин ....	5
Влияние качества цементного раствора на успешность разобщения
пластов ..................................................... 8
Пути движения пластовых флюидов по цементному	раствору	.	.	8
Возникновение каналов в невытесненном буровом растворе и корке
после цементирования скважин................................ 13
Состояние цементного камня в скважинах................... 16
Условия обеспечения высокого качества цементирования скважин	20
Технология цементирования скважин................................23
Влияние способов цементирования на качество крепления скважин 24
Основные факторы, определяющие технологию цементирования
скважин .....................................................26
Требования к буровым растворам	при	цементировании скважин . 26
Влияние отдельных технологических параметров на качество це-
ментирования скважин.........................................27
Технологические свойства цементных	растворов....................... 32
Подбор рецептуры растворов.................................. 32
Влияние давления и температуры на загустевание цементного раст-
вора ...........................................'............38
Плотность цементных растворов и ее значение при цементирова-
нии скважин..................................................41
Смешение цементных и буровых растворов........................47
Седиментационная устойчивость.................................50
Водоотдача ...................................................52
Реологические свойства цементных	растворов......57
Влияние электролитов на реологические свойства цементных ра-
створов ......................................................65
Обработка результатов измерений показателей реологических
свойств цементных растворов и учет их при гидравлических расче-
тах ..........................................................69
Влияние добавок к цементным растворам для снижения гидроди-
намических потерь давления .................................. 73
Вытеснение бурового раствора цементным и их смещение при цементиро-
вании скважин . ...................................................7 8
Анализ результатов исследовательских работ по смешению и вытес-
нению жидкости................................................78
Исследование процессов вытеснения и смешения растворов при
цементировании скважин........................................99
Влияние режима течения цементного раствора и воды на коэффи-
циент вытеснения жидкостей из кольцевого пространства .... 118
Критерии подобия при вытеснении одной жидкости другой . . . 123
Приложение теории вихрей к процессам вытеснения жидкостей . 127
Определение размеров застойной зоны........................  129
254
Установление размеров зон смешения буровых и цементных раст-
воров при цементировании скважин...........................133
Определение объемов смесей, образующихся в процессе цементиро-
вания скважин при турбулентном движении жидкостей..........141
Турбулизация потока жидкостей..............................144
Буферные жидкости................................................151
Назначение буферных жидкостей..............................151
Классификация буферных жидкостей...........................152
Буферные жидкости с регулируемой плотностью................160
Центрирование и расхаживание обсадных колонн.....................167
Центрирование обсадных колонн в скважинах..................167
Методика расчета общего числа центраторов и расстояния между
ними ......................................................172
Расхаживание и вращение обсадных колонн..........................175
Обоснование целесообразности расхаживания обсадных колонн . 176
Осевые напряжения в верхних трубах обсадной колонны при ее
расхаживании ............................................. 178
Оценка возможности расхаживания обсадных колонн при цемен-
тировании .................................................181
Определение давлений при расхаживании обсадных колонн . . . 185
Рекомендации по технологии расхаживания обсадных колонн при
цементировании скважин.....................................188
Оборудование для расхаживания и вращения обсадных колонн . N1
Совершенствование техники и технологии цементирования скважин . . 1°7
Цементирование хвостовиков и обсадных колонн, спускаемых сек-
циями .....................................................197
Двухступенчатое цементирование колонн с использованием муфты 200
Цементирование скважин способом обратной циркуляции .... 202
Элементы технологической оснастки для цементирования обсадных
колонн и повышения качества крепления скважин..............208
Управление процессом цементирования скважин и его контроль . 223
Автоматизированная система управления процессом цементирова-
ния скважин................................................226
Особенности приготовления и контроля сухих смесей и цементных
растворов .................................................229
Схемы расчета	режима	цементирования........................233
Схемы размещения	оборудования	при	цементировании скважин . 247
Список литературы	 .........................................252
Анатолий Иванович Булатов
ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Редактор издательства Л. Ф. Маклакова
Переплет художника Б. К. Силаева
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор Л. Л- Голова
Корректор Л. М. Кауфман
И Б № 5312
Сдано в набор 08.12 82. Подписано в печать 07.04.83. Т—08133.
Формат 60 х 90 1/16. Бумага типографская № 2. Гарнитура
«Литературная». Печать высокая. Усл. печ. л. 16,0. Усл.
кр.-отт. 16,0. Уч.-изд, л. 17,2. Тираж 5000 экз.
Заказ 485 9085-3. Цена I р. 20 к.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633,
Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19
Ленинградская типография № 4 ордена Трудового Красного
Знамени Ленинградского объединения «Техническая книга»
им. Евгении Соколовой Союзполиграфпрома при Государст-
венном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и
книжной торговли. 191126, Ленинград, Социалистическая
ул., 14.