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 В0= 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 Рг можна скористатися залежністю Рг=0,002 L. За тиском Рг 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

Тц. = T1V + ТЩ+ tП+ ТІ +Тп

де - час роботи агрегата на відповідній швидкості, хв,

і т.п.;

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

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

+ 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