Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння 8 страница

 

 

 

Зворотні клапани призначені для запобігання перетікань бурового або там-понажного розчину з позаколонного простору в обсадну колону в процесі кріп-лення свердловини. За принципом дії розрізняють три групи зворотних клапанів: клапани, які виключають пе­реміщення рідини з позаколонного простору в обсадну колону при її спуску в свердловину (клапани типу 02, табл.4.29); клапани, які забезпечують самозаповнення обсадної колони буровим розчином при певному (заданому) перепаді тисків над клапаном та в позаколон-ному просторі і виклю-чають зворотню циркуляцію розчину; клапани, які забезпечують постійне самоза-повнення обсадної колони розчином під час спуску в свердловину і дають змогу вести її промивку методом зворотної циркуляції (клапани типу ЦКОД табл. 4.30).

Упорні кільця (кільця "стоп") призначені для отримання чіткого сигналу про закінчення процесу протискування тампонажного розчину в процесі цементування сверд­ловини (табл. 4.31). їх виготовляють зі сірого чавуну і встановлюють у муфті обсадної ко­лони на відстані 10-30 м від башмака.

Центратори використовують для центрування обсадної колони в стовбурі свердловини з метою рівномірного заповнення кільцевого простору тампонажним розчином та якісного розмежування пластів (табл. 4.32).

Способи цементування обсадних колон. За технологією цементування свердловин розрізняють спосіб одноциклового (одноступінчастого) тампонування і спеціальні способи.

Спосіб одноступінчастого цементування передбачає закачування через це-ментувальну головку в обсадну колону цементного розчину з наступним протиску-ван­ням його в затрубний простір на задану висоту. Процес цементування вважає-ться закінченим після посадки цементувальної пробки на кільце "стоп". Тиск при цьому пови­нен перевищувати максимальний робочий тиск в кінці цементування на 2,5-3,0 МПа і ста­новити не більше 80% від тиску обпресування обсадних труб.

Спеціальні способи спуску і цементування обсадних колон. Прине-можливості підняття тампонажного розчину за колоною на необхідну висоту через схильність гірських порід до гідророзриву, або недостптню потужність цементувальної техніки, а також в деяких інших випадках доцільно застосовувати ступінчасте цементу­вання, секційний спуск і цементування, а також зворотнє цементування. З метою вик­лючення негативної дії тампонажного розчину на продуктивні відклади і для макси­мального збереження природніх колекторських властивостей пластів застосовується манжетне цементування експлуатаційних колон. У випадках перекриття пластів з ано­мально високим пластовим тиском, які після цементування схильні до флюїдопроявлень, близько розташованих пластів з великим перепадом тисків, а також пластів з підошовними водами обсадну колону обладнують зовнішніми пакеруючими пристроями.

Особливості розмежування пластів з високим міжпластовим тис­ком. Для поліпшення якості розмежування пластів в багатопластових покладах з велики­ми перепадами і відносно малими прошарками розмежовуючих порід застосовується комп­лексна технологія кріплення. Згідно з цією технологією для відмежування на-фтоносного пласта від водо- і газоносних застосовуються заколонні пакери (ППГ, ПГП, ПДМ, ПГБ, УРП). В складних гідрогеологічних умовах для розмежування багатопластових покладів на одній обсадній колоні встановлюється декілька зовнішніх пакерів одного типорозміру. При цьому інтервали розміщення пакерів слід вибрати на основі геофізичних досліджень, про­ведених перед спуском колони.

Для зменшення гідродинамічних навантажень на вибій і стінки свердловини і поперед­ження поглинання бурового розчину необхідно обмежити швидкість спуску обсадної коло­ни. Тампонажний розчин повинен бути седиментаційне стійким, мати зменшене во-довідділення при вибійних температурних умовах і бути приготовленим з цементу, що має розширюючі властивості. Крім цього, його необхідно обробити понижувачем во-

довідцілення (ПВС-ТР, КРТР). Як полегшувальна добавка може бути застосований при­родній цеоліт або бентонітовий глинопорошок, а як розширювальна - зола естонських сланців, невибухова руйнуюча суміш або алюмінієвий порошок.

Особливості зворотного цементування. Технологія зворотного цементу­вання передбачає закачування тампонажного розчину, буферної і продавочної рідини в за­трубний простір колони з гирла свердловини. Даний спосіб виключає застосування в ос­настці обсадної колони зворотних клапанів і розділювальних пробок.

Для запобігання інтенсивного переливання бурового розчину під час спуску обсадної колони необхідно на 8-10 м вище її башмака встановити дроселюючу діафрагму з цент­ральним отвором діаметром 50-80 мм. Вирівнювання параметрів бурового розчину після спуску колони слід здійснювати після зворотної циркуляції.

Перед початком цементування в заколонний простір необхідно закачати 4-5 м³ "сиг­нальної" буферної рідини (наприклад, бурового розчину з клаптиками целофанової плівки) і продавити її буровим розчином, об'єм якого відповідає внутрішньому об'єму об­садної колони, за винятком півтори об'ємів буферної рідини, що подається перед тампо­нажним розчином, і об'єму цементного стакану в колоні заданої висоти.

Особливості спуску і цементування хвостовиків і секцій обсадних колон. Секції обсадної колони і хвостовики спускаються в свердловину на бурильних трубах, які з'єднюються з обсадними трубами за допомогою роз'єднувачів. Одним із комп­лектів для спуску і цементування секцій колони є пристрій конструкції ЦНДЛ ВО "Укрнафта". Пристрій розроблено для спуску хвостовиків і секцій колон діаметром 146; 168; 245 і 324мм (табл.4.33).

Тампонажні матеріали. Згідно з ГОСТ 25597-83 тампонажні матеріали кла­сифікуються залежно від типу клінкеру і складу основних компонентів, температури за­стосування, густини, стійкості до впливу агресивних середовищ, об'ємних деформацій під час твердіння. Типи цементів, що випускаються промисловістю, і їх головні фізико-ме-ханічні параметри наведені в табл. 4.34 і 4.35.

Методика розрахунку одноступінчастого цементування. Об'єм цементного розчину , який необхідно закачати в свердловину, визначається за формулою

(4.35)

де

де - площі кільцевого перерізу, м² і висоти під'йому тампонажного розчину відповідно у відкритому стовбурі свердловини, у хвостовику і кондук­торі, м; - площа перерізу (м²) і висота цементного стакану (м); - коефіцієнт кавернозності; - діаметр долота при бурінні під експлуотаційну колону, м; зовнішній і внутрішній діаметри екплуатаційної колони, м; - внутрішні діаметри хвостовика та кондуктора, м.

Необхідна кількість сухого цементу (кг)

 

Пристрій для спуску І цемен- колони	Вантажо- підйом- ність, мН	Тиск, МПа	Зусилля стиску- вання при з'єднанні секцій, мН	Густина гу- мової кулі з наповню- вачем, кг/м*	Довжина, мм
вання колони	зрізанні штифта	роз'єдну­вача	КІЛЬЦЯ "стоп"	стиску­вального пристрою
ПСК- 146	0,9	30,0	-	-	-
ПСК- 168*	1,0	25,0		0,08
ПСК-245	1,2	18,5		0,12
ПСК-324	1,4	14,0	-	-	-

* Діаметр стальної кулі становить 60, гумової з наповнювачем - 54 мм; діаметр осьового каналу кільця "стоп" - 45 мм.

 

де. - коефіцієнт, що враховує втрати цементу при вантажно-розвантажувальних робо­тах, - 1,03...1,05; - водоцементне відношення; - густина тампонажного розчину, кг/м³.

Кількість води, яка необхідна для замішування тампонажного розчину (м³)

де - густина води, кг/м³.

Об'єм продавлювальної рідини (м³).

де - площа внутрішнього перерізу колони, м²;

- довжина відповідних секцій колони, м; - внутрішній діаметр ок­ремих секцій колони, м; - коефіцієнт стиснення рідини, = 1,01... 1,05; - довжина колони, м.

Кінцевий робочий тиск на цементувальній головці

де - тиск, що виникає внаслідок різниці густини тампонажного і бурового розчинів в колоні та за колоною, МПа; - тиск, який витрачається на подолання гідравлічного опо­ру при тампонуванні, МПа.

У випадку коли тампонажний розчин піднімається до устя свердловини, тиски

де А₀ = 0,0051 В ₀= 0,0051 = ; - густина продавлювальної рідини, кг/м³; - загальна висота під'йомутампонажного розчи­ну, м; і - швидкості руху розчину в колоні та кільцевому просторі, м/с;

 

 

Таблиця 4.33

Зовнішній діаметр, мм	Висота стиску- вальної частини муфти роз'єднувача, мм	Маса, кг, не більше
роз'єднувача	кільця "стоп"	стискувального пристрою	роз'єднува-ча	кільця "стоп"	стискувального пристрою

коефіцієнт гідравлічного опору при русі бурового і тампонажного розчинів у кільцевому просторі.

У випадку, коли тампонажний розчин не піднімається до гирла свердловини, тиски

де - густина бурового розчину, кг/м³.

 

Для спрощення підрахунку тиску Р _г можна скористатися залежністю Р _г = 0,002 L. За тиском Р _г вибирається тип цементувального агрегату.

Для неглибоких свердловин закачування тампонажного розчину може бути проведене на четвертій швидкості агрегата, якщо тиск Коли ж ця нерівність не дотри-

мується, то необхідно визначити висоту стовпа тампонажного розчину, який слід закачати на третій швидкості агрегата:

де - тиск, який розвиває цементувальний агрегат при роботі на четвертій швидкості, Па.

Об'єм тампонажного розчину, який закачується на третій і четвертій швидкостях агре­гатів,

Константи тампонування

де - висота стовпа цементного розчину в момент вирівнювання його рівнів у трубному і затрубному просторах, м; а - коефіцієнт, що вказує на скільки метрів понижується рівень розчину в колоні при підвищенні тиску на цементувальній головці на ІМПа.

Висота А стовпа продавлювальної рідини, яка закачується на першій-четвертій швид­костях агрегатів, визначається відповідно за формулами

При цьому об'єм закачаної продавлювальної рідини становить відповідно

 

в

Таблиця 4.34

* Тиск атмосферний

 

Час тампонування за умови роботи одного цементувального агрегата

^Т ц. = ^T _1V + Т _Щ + t _П + Т_І +Т _п

де - час роботи агрегата на відповідній швидкості, хв,

і т.п.;

- продуктивність агрегатів на відповідних швидкостях, м³/хв; Т_п - час на закла­дання або вивільнення пробок і промивання ліній, хв.

Необхідна кількість п цементувальних агрегатів визначається за часом початку ту­жавіння тампонажного розчину Т _туж:

+ 1.

Для забезпечення необхідної швидкості під'йому тампонажного розчину в затрубному просторі потрібно, щоб виконувалася умова

Загальний час за умови роботи декількох агрегатів

Необхідна кількість m змішувачів СМН-20 визначається за місткістю бункера і про­дуктивністю агрегатів:

де - сумарна продуктивність всіх агрегатів при роботі на вищій швидкості; - максимальна продуктивність одного змішувача.

Кількість агрегатів і змішувальних машин приймається більшою з одержаних за двома розрахунками.

Заключні роботи після цементування. Після закінчення процесу продавлю­вання тампонажного розчину в затрубний простір надлишковий тиск в цементувальній го­ловці необхідно понизити до атмосферного. Під час очікування тужавіння цементу (ОТЦ) один із кранів цементувальної головки повинен бути відкритим. Винятки становлять по­рушення герметичності зворотних кранів, коли виникає необхідність повторного закачу­вання в обсадну колону продавлювальної рідини в об'ємі, що вилився із свердловини при пониженні тиску. В цьому випадку під час ОТЦ необхідно контролювати і періодично знижу­вати тиск на цементувальній головці, не допускаючи його підвищення відносно початкового більш як на 1,5 МПа. Після припинення зростання тиску в період ОТЦ надлишковий тиск в цементувальній головці знижується до атмосферного. Час ОТЦ, як правило, приймається на основі вибійної геостатичної температури. Для кондукторів і проміжних колон при темпера­турі менше 70 °С час ОТЦ становить 16, а для експлуатаційних колон - 24 год. При вибійній температурі понад 75 °С для всіх колон тривалість ОТЦ не менше 12 год.

Типові схеми обладнання гирла свердловин після цементування кож-ної колони для кондуктора повинні передбачати установлення головки на-ступної обсадної колони; монтаж противикидного обладнання для експлу-атаційних свердловин продуктивними пластами, схильними до флюїдо-проявлень, а також для всіх розвідувальних свердловин; установлен­ня у випадку відкритого фонтанування спеціальних пристосувань для кермети-зації гирла свердловини; для проміжних і експлуатаційних колон–підвішу-вання колони; герметичне

 

е

 

 

 

Спеціальний цемент	Домішка сповільнювача, % від маси цементу	Водоцемен-тне відношення	РозтічнІсть, см
ССБ	плану	хромпіку
ШПЦС-120	-	-	-	0,45	18-20
	0,05-0,10	-	0,05-0,10	0,45	18-22
	0,15-0,30	-	0,15-0,30	0,45	20-23
	0,4-0,5	1	0,4-0,6	0,45	22-24
	-	0.15	0,15	0,45	20-22
ШІЩС-200	0,1	-	0,1	0,45	18-21
	0,3-0,5	-	0,3-0,5	0,45	22-24
	-	0,2-0,3	0,1-0,3	0,45	20-24
	-	0,5-0,6	0,3-0,5	0,45	20-22
	-	0,5-1,0	0,5-1,0	0,45	20-22
	-	0,6-1,0	0,5-1,0	0,45	20-22
ОГЦ-1	-	-	-	0,35	20-21
	0,1-0,3	-	-	0,35	21-23
	0,3-0,5	-	0,3-0,5	0,35	22-24
ОГЦ-2	-	-	•	0,33	19-21
	0,1-0,3	-	-	0,33	21-23
	0,3-0,4	-	0,3-0,4	0,33	22-24
ОШЦ-1-120	-	-	-	0,34	19-20
	0,5-0,1	-	-	0,34	20-21
	0,15-0,30	-	0,15-0,30	0,34	21-23
	0,4-0,5	-	0,4-0,8	0,34	22-24
	-	0,15	0,15	0,34	20-22
ОЩЦ-2-120	-	-	-	0,32	19-20
	0,5-0,1	-	-	0,32	20-21
	0,1-0,3	-	0,1-0,3	0,32	21-23
	0,4-0,5	-	0,4-0,8	0,32	22-24
	-	0,10-0,15	0,1	0,32	20-22
ОШЦ- 1-200	0,1	-	0,1	0,34	20-21
	0,3-0,5	-	0,3-0,5	0,34	22-24
	-	0,10-0,25	0,10-0,15	0,34	20-22
	-	0,5-0,6	0,5-0,6	0,34	20-22
	-	0,6-1,0	0,6-1,0	0,34	20-22
ОШЦ-2-200	0,1	- '	0,1	0,32	20-21
	0,3-0,5	-	0,3-0,5	0,32	22-24
	-	0,2-0,3	0,1-0,3	0,32	20-22
	-	0,6-1,0	0,6-1,0	0,32	20-22
	-	0,6-1,0	0,6-1,0	0,32	20-22

 

 

Таблиця 4.35

 

 

Густина. кг/м3	Умови випробування	Термін тужавіння, гол	Міцність через 2 доби. МПа
Температу-ра. °С	Тиск, МПа	початок	кінець	на згин	на стиск
1800-1820		-	7-9	9-13	1,5-2,5	3-6
1800-1820		ЗО	3-5	5-9	2,5-4,0	6-Ю
1780-1810			3-6	5-9	3,0-5,0	8-14
1780-1810			4-6	5-8	5,0-7,0	15-25
1800-1820			4-6	5-8	4,0-6,0	13-20
1810-1820		ЗО	3-5	5-8	2,0-3,0	4-6
1780-1810			3-6	5-8	5,0-6,0	12-16
1800-1820			4-7	6-10	4,0-5,0	10-15
1800-1820			4-7	6-10	5,0-8,0	15-25
1800-1820			4-7	6-10	5,0-9,0	15-30
1800-1820			3-5	6-9	6,0-10,0	25-35
2100-2120		-	6-Ю	9-13	1,5-2,0	3-5
2100-2120			4-7	6-10	2,4-4,5	6-Ю
2100-2120			3-5	5-8	4,0-5,0	10-12
2200-2230		-	6-Ю	9-13	1,5-2,0	3-5
2200-2230			4-7	6-10	2,5-4,5	6-11
2200-2230			3-5	5-8	4,0-5,0	10-12
2100-2130		-	6-8	9-12	1,5-2,5	3-5
2100-2130			3-5	5-8	3,0-4,0	6-10
2100-2130			3-6	5-9	3,0-5,0	8-14
2100-2130			4-6	5-8	5,0-7,0	15-25
2100-2130			4-6	5-8	4,0-6,0	12-20
2200-2220		-	6-8	9-12	1,5-2,5	3-5
2200-2220			3-5	5-8	2,0-4,0	6-Ю
2200-2220			3-6	5-9	3,0-5,0	. 8-14
2200-2220			4-6	5-8	5,0-7,0	15-25
2200-2220			4-6	5-8	4,0-6,0	12-20
2100-2120			3-5	5-8	2,0-3,0	4-6
2100-2120			3-6	5-8	5,0-6,0	12-16
2100-2120			4-7	6-Ю	4,0-5,0	10-14
2100-2120			4-7	6-Ю	5,0-6,0	13-20
2100-2120			3-5	6-9	6,0-8,0	18-25
2200-2220			3-5	5-8	2,0-3,0	4-6
2200-2220			3-5	5-8	5,0-6,0	12-16
2200-2220			4-7	6-Ю	4,0-5,0	10-14
2200-2220			4-7	6-Ю	5,0-6,0	13-25
2200-2220			3-5	6-9	6,0-8,0	13-25