Что такое крепление скважины
Крепление скважин
КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН (а. well lining; н. Воhrlochverrohrung; ф. cuvelage, tubage; и. entibacion de pozos, entubado, entubado de pozos) — процесс укрепления стенок буровых скважин обсадными трубами и тампонажным раствором. Наиболее распространено крепление скважин последовательным спуском и цементированием направляющей колонны, кондуктора, промежуточной и эксплуатационных колонн. Промежуточная и эксплуатационная колонны могут быть спущены целиком, секциями и в виде потайных обсадных колонн, которые, как правило, входят в башмак предыдущей колонны и в процессе проводки скважины могут быть наращены до устья.
Перед спуском обсадной колонны производят комплекс геофизических работ, среди которых важное место занимают кавернометрия и профилеметрия, что позволяет определить количество тампонажного цемента и др. Для выбора числа обсадных колонн (зон крепления) используется совмещённый график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах «глубина — эквивалент градиента давления». Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине в точке замера создаёт давление, равное пластовому (поровому) или давлению гидроразрыва.
Подготовку обсадных труб к спуску в скважину осуществляют централизованно на трубных базах или непосредственно на буровых. Обсадные трубы должны иметь заводские сертификаты и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандартов. Все обсадные трубы, предназначенные для крепления скважины, на буровой подвергаются гидравлическому испытанию труб на внутреннее давление для определения их пригодности и внешнему осмотру.
Расчёт обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных) производится по нескольким методикам. Для эксплуатационных колонн определяется наружное и внутреннее давление и проводится расчёт обсадных колонн на растяжение, для промежуточных колонн учитывается их износ. Существуют особенности расчёта колонн применительно к многолетнемёрзлым породам, соляным залежам и т.д.
Реклама
Обсадные колонны, собираемые с помощью муфтовых соединений или на сварке, спускают обычно в один приём. При спуске труба, находящаяся у буровой, с помощью элеватора поднимается на талевой системе лебёдкой, нижним концом свинчивается с муфтой уже спущенной и висящей на роторном столе обсадной трубой, затем опускается вся колонна обсадных труб. Процесс повторяется до спуска всех труб. После спуска обсадной колонны скважина промывается и цементируется.
Процесс цементирования начинается с приготовления цементного раствора с помощью цементно-смесительных машин и цементировочных агрегатов, потом закачивается в обсадную колонну и вытесняется в заколонное пространство. Цементирование (тампонирование) скважин повышает герметичность обсадной колонны и предотвращает сообщение между пластами, дневной поверхностью или зоной перфорации. Герметичность скважины обеспечивается контактированием колонны обсадных труб и стенки скважины с тампонажным раствором низкой водоотдачи, затвердевающим в безусадочный камень. Для осуществления процесса крепления и цементирования применяются заколонная оснастка и колонная оснастка.
При обоснованном времени загустевания тампонажного раствора определяющим фактором обеспечения герметичности заколонного пространства скважин является высокая степень вытеснения бурового раствора из интервала цементирования. Полнота вытеснения бурового раствора из заколонного пространства тампонажным раствором (величина статистического характера) определяется реологическими свойствами жидкостей, эксцентриситетом обсадной колонны, временем контакта тампонажного раствора и буферной жидкости со стенками скважины, коэффициентом турбулентного переноса, степенью отклонения формы ствола скважины от идеальной, коэффициентом Рейнольдса и др. Лучший случай обеспечения герметичности крепи наблюдается, когда тампонажный раствор, вытеснив буровой, занял все каверны и контактирует с породой и обсадной колонной. Степень вытеснения бурового раствора тампонажным характеризуется коэффициентом вытеснения, под которым понимается отношение объёма вытесненного бурового раствора к полному объёму скважины на высоте подъёма тампонажного раствора.
Разработаны количественные требования к ряду технологических параметров крепления скважин. Изготавливаются устройства для центрирования (центраторы) обсадной колонны, турбулизации (турбулизаторы) потока тампонажного раствора. Подобраны составы буферных жидкостей, разделяющие буровой и тампонажный растворы, устраняющие их смешивание и способствующие более полному вытеснению бурового раствора тампонажным. В среднем расход цементного раствора 0,07 м на 1 м проходки, для глубоких скважин — 0,03-0,2 м 3 в зависимости от их конструкции.
Крепление скважин
В настоящее время нефть – практически незаменимый компонент, на основе которого производится множество продуктов, необходимых для жизни человека. Не зря нефть наряду с углем называют еще и «черным золотом».
Добыча нефти представляет собой очень сложный и трудоемкий процесс, требующий огромных усилий, знаний, опыта, а также техники. Глубина залежей нефти колеблется от нескольких метров до 5-6 километров. Как правило, перед началом добычи нефти, осуществляются ее поиски, разведка, и только потом сама разработка месторождений. Бурение скважин является неотъемлемой частью каждого этапа работы по выявлению и добычи нефти. Вид работ определяет тип скважины, которые классифицируются на:
Поговори об эксплуатационных скважинах, с помощью которых, собственно, и происходит добыча нефти.
Для того, чтобы обеспечить правильную работу скважины, следует соблюдать множество правил во время ее формирования, начиная от проектировки и заканчивая креплением ствола скважины.
Крепление скважин при бурении
Крепление скважин является одним из наиболее важных процессов во время нефтедобычи, поскольку оно влияет на:
Крепление нефтяных скважин предполагает использование специальных колонн или же пакеров. Использование колонн является наиболее популярным способом, который позволяет сделать скважину прочной, долговечной, а также разобщить проницаемые горизонты. Такие колонны составляются из специальных труб, называемых обсадными.
Крепление скважин трубами
Обсадные трубы – это специальные трубы, изготавливаемые в промышленности с четкой целью ее применения, которая заключается в предотвращении обвалов недостаточно устойчивых пород в стенках разных скважин.
Итак, для того, чтобы закрепить скважину с помощью колонн, в скважину погружаются обсадные трубы, после чего цементируется затрубное пространство.
Благодаря наличию в скважине обсадных труб, скважина полностью защищена от сложных напряжений, а именно:
Все это испытывают именно трубы, тем самым, защищая скважину и обеспечивая ее целостность.
В настоящее время существует множество видов обсадных труб, которые отличаются между собой материалом изготовления, диаметром, длиной, способом соединения и т.д. Такое количество труб обусловлено их применением разных скважинах, с определенными целями эксплуатации. Однако, для нефтяных скважин необходимы очень прочные и долговечные трубы. Такие трубы производятся цельнотянутыми или цельнокатными. А соединяются они посредством муфт или сваркой. Длина обсадных труб колеблется в диапазоне от 6 до 13 метров.
Перед тем, как обсадные трубы будут погружены внутрь скважины, с применением каверномера устанавливается внутренний диаметр скважины, а также производится расчет объема цементного раствора, необходимого для цементации затрубного пространства.
Этот процесс является обязательным, так как именно благодаря качеству цементного раствора и его заливки будет определен успех в добыче полезного ископаемого. Ведь цементный раствор не только обеспечивает полную герметичность скважины, но и является отличной защитой труб от воздействия на них агрессивных сред, таких как соляные растворы и подземные воды. Когда процесс крепления скважины трубами полностью завершен, скважину оставляют «отдохнуть» на время от 16 до 24 часов. Это делается для того, чтобы цемент полностью застыл. Однако, скоростью застывания раствора можно управлять, применяя различные химические вещества. Так, время застывания можно либо увеличить, либо уменьшить.
Также очень важным моментом является тот факт, что во время приготовления цементного раствора для крепления скважин трубами не используется пресная вода. Это связано с тем, что цемент на пресной воде не обеспечивает надлежащей герметизации скважины в силу образования рыхлого пограничного слоя. Причиной образования такого слоя является взаимодействие избытка пресной воды в растворе с породами. Гораздо более высокое качество взаимодействия цемента с глиной, например, обеспечивается насыщенным водным раствором соли.
Во время крепления ствола скважины с помощью труб, используется достаточно концентрированный раствор поваренной соли с целью промывки скважин перед цементацией, а также во время продавки цемента. В последнем случае, для правильного распределения цемента в затрубном пространстве, скорость подаваемого насыщенного раствора соли должна составлять минимум 1,2 м/сек.
Скважина перед началом эксплуатации. Испытание
Крепление ствола скважины считается завершенным только после испытания скважины, которое предполагает проведение двух этапов.
Проведение первого этапа осуществляется сразу после застывания цементного раствора. Если скважина не глубокая, то испытание колонны происходит под давлением в 2-3 раза большем, чем давление, которое имеет рабочий агент непосредственно во время разработки. Проверка на прочность глубоких скважин осуществляется при давлении 600-1000 МПа.
Второй этап испытания нефтяных скважин в трубе и под колонной обсадных труб после того, как цементный башмак разбурен. В данном случае для испытания оптимальным давлением является такое, которое равно двойному давлению рабочего агента.
Проведение всех нужных испытаний позволяет вовремя определить наличие или отсутствие повреждений и всяческих неисправностей, которые бы могли навредить скважине, и вовремя их ликвидировать.
Таким образом, скважина, образованная с учетом всех тонкостей, является долговечным и прочным инструментом для добычи нефти.
Крепление скважин
Литература : Измайлов Л. Б., Булатов A. И., Крепление нефтяных и газовых скважин, M., 1976; Булатов A. И., Измайлов Л. Б., Лебедев O. A., Проектирование конструкций скважин, M., 1979; Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин, 2 изд., M., 1981; Булатов A. И., Тампонажные материалы и технология цементирования скважин, 3 изд., M., 1982.
A. И. Булатов.
Полезное
Смотреть что такое «Крепление скважин» в других словарях:
Крепление скважин — ► well consolidation Укрепление стенок скважины в целях: ■ предохранения стенок скважины от обвалов ■ разобщения нефтеносных или газоносных пластов друг от друга, а также изоляция их от встреченных водоносных горизонтов ■ создания канала, через… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Секционное крепление скважин — (a. well lining in sections; н. satzweise Bohrlochverrohrung; ф. tubage des trous de sonde par segments; и. entibacion de pozos en seccion, entubado seccionador de aguqjeros, entubamiento de pozos de seccion) способ крепления пробуренного … Геологическая энциклопедия
крепление стенок буровых скважин трубами — сущ., кол во синонимов: 1 • обсадка (3) Словарь синонимов ASIS. В.Н. Тришин. 2013 … Словарь синонимов
Крепление пласта — процесс укрепления рыхлых слабосцементированных пород призабойной зоны нефтяных, газовых и водяных пластов с целью предупреждения выноса больших масс песка в буровую скважину. К. п. заключается в закачке в призабойную зону жидких… … Большая советская энциклопедия
Капитальный ремонт скважин — (a. well workover, well remedial work, workover job on well; н. Sondengeneralreparatur; ф. reparation capitale de puits; и. reparaciоn general de pozos) включает ремонтно исправит. работы, зарезку и бурение второго ствола скважин,… … Геологическая энциклопедия
кріплення свердловин — крепление скважин well lining *Bohrlochverrohrung процес зміцнення (укріплення) стінок бурових свердловин обсадними трубами і тампонажним розчином. Найбільш поширене К.с. послідовним опусканням і цементуванням направляючої колони, кондуктора,… … Гірничий енциклопедичний словник
НЕФТЬ И ГАЗ — См. также ХИМИЯ И МЕТОДЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ; НЕФТЕХИМИЧЕСКИЕ ПРОДУКТЫ. НЕФТЬ Сырая нефть природная легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и … Энциклопедия Кольера
Буровые работы — все разновидности буровых работ, в том числе: бурение скважин, крепление скважин, сборка и разборка вышек, монтаж и демонтаж бурового, насосного и холодильного оборудования, извлечение труб. Источник: МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ… … Официальная терминология
ЛКС — лёгкий космический самолёт авиа, косм. Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. С. Пб.: Политехника, 1997. 527 с. ЛКС «Лингвистические компьютерные системы» комп. ЛКС лампа кабинная стационарная … Словарь сокращений и аббревиатур
ГОРНОЕ ДЕЛО — область практической деятельности человека, связанная с извлечением полезных ископаемых из недр Земли. Обычно под горным делом понимают добычу рудных полезных ископаемых, содержащих в качестве ценных компонентов металлы. Однако горная… … Энциклопедия Кольера
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Крепление скважин
В понятие конструкции скважины включают следующие характеристики: глубину скважины; диаметр ствола скважины, который можно оценивать по диаметру породоразрушающего инструмента (долота, бурголовки и т. п.), применяемого для бурения каждого отдельного интервала, и уточнять на основе замеров профилеметрии и кавернометрии; количество обсадных колонн, спускаемых в скважину, глубину их спуска, протяженность, номинальный диаметр обсадных колонн и интервалы их цементирования.
Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. достижение запроектированной глубины и выполнение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине.
Конструкция скважины зависит от степени изученности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. При ее разработке необходимо учитывать требования по охране недр и защите окружающей среды.
Определяющими факторами являются допустимая протяженность интервалов, где возможно бурение без крепления, и конечный диаметр ствола скважины или рекомендуемый диаметр последней (эксплуатационной) колонны.
Крепление скважины проводят с различными целями: закрепление стенок скважины в интервалах неустойчивых пород; изоляция зон катастрофического поглощения промывочной жидкости и зон возможных перетоков пластовой жидкости по стволу; разделение интервалов, где геологические условия требуют применения промывочной жидкости с весьма различной плотностью; разобщение продуктивных горизонтов и изоляция их от водоносных пластов; образование надежного канала в скважине для извлечения нефти или газа или подачи закачиваемой в пласт жидкости; создание надежного основания для установки устьевого оборудования.
На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных колонн, которые различаются по назначению и глубине спуска:
Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважины по всей длине или в некотором интервале, начинающемся от нижнего конца колонны. Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного ее износа при бурении нижерасположенного интервала, может быть съемной или проворачиваемой. В этом случае ее не цементируют.
При бурении скважин на морских акваториях с опорных или плавучих средств от водной поверхности к донному устью скважины устанавливают, подвесную водоизолирующую колонну, которая служит для подъема промывочной жидкости к поверхности и является направлением для бурильной колонны во время ее спуска в скважину.
9.2. РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента.
Число обсадных колонн определяется на основании анализа геологического разреза в месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями, анализа картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а также накопленного практического опыта проводки скважин. Результаты изучения конкретной геологической обстановки позволяют сделать выводы о несовместимости условий бурения и на этом основании выделить отдельные интервалы, подлежащие изоляции. По имеющимся данным строят график изменения коэффициента аномальности пластового давления ka и индекса давления поглощения kп с глубиной и на нем выделяют интервалы, которые можно проходить с использованием раствора одной плотности.
В отдельных случаях, когда имеющихся геологических сведений недостаточно для обоснования количества колонн и у проектировщиков имеются серьезные опасения, что в скважине могут возникнуть непредвиденные осложнения, в конструкции первых поисковых и поисково-разведочных скважин может быть предусмотрена резервная колонна.
Глубину спуска каждой обсадной колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых монолитных слабопроницаемых пород и чтобы она полностью перекрывала интервалы слабых пород, в которых могут произойти гидроразрывы при вскрытии зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) в нижележащем интервале.
Определив число обсадных колонн и глубину их спуска, приступают к согласованию расчетным путем нормализованных диаметров обсадных колонн и породоразрушающего инструмента. Исходным для расчета является либо диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливают в зависимости от ожидаемого дебита скважины, либо конечный диаметр скважины, определяемый размером инструментов и приборов, которые будут использоваться в скважине.
По расчетному значению внутреннего диаметра в соответствии с размерами, указанными в ГОСТ 632, подбирают нормализованный диаметр обсадной колонны. Подобным образом повторяют расчет для каждой последующей колонны до самой верхней.
Если строительство скважины завершается без спуска обсадной колонны на конечную глубину, исходным является диаметр долота для конечного интервала.
9.3. КОМПОНОВКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Обсадную колонну собирают из обсадных труб либо одного номинального размера (одноразмерная колонна), либо двух номинальных размеров (комбинированная колонна). Трубы подбирают в секции в соответствии с запроектированной конструкцией обсадной колонны.
Для облегчения спуска обсадной колонны и качественного ее цементирования по выбранной технологии в состав колонны вводят дополнительные элементы: башмак, обратный клапан, заливочный патрубок, упорное кольцо, заливочную муфту, трубные пакеры, центраторы (фонари), скребки.
Башмак обсадной колонны навинчивают на нижний конец первой (снизу) обсадной трубы и закрепляют сваркой. Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска. Используются башмаки различной конструкции: простейшая представляет собой короткий отрезок стальной толстостенной трубы с фасками (наружной и внутренней) на нижнем торце. Такие башмаки устанавливают на обсадных колоннах большого диаметра, начиная с 351 мм.
Обычно в башмачное кольцо снизу вводят направляющую пробку. Она имеет конусообразную или сферическую форму и изготовляется из легко разбуриваемого материала: бетона, алюминия, дерева. Имеются пробки чугунные и стальные. Благодаря своей форме, пробка облегчает прохождение обсадной колонны на участках искривления ствола. В самом кольце башмака или в направляющей пробке делают боковые отверстия, через которые цементный раствор закачивается в затрубное пространство.
Обратный клапан устанавливают в нижней части обсадной колонны на одну-две трубы выше башмака. Имеются конструкции колонных башмаков, включающие обратный клапан. Обратный клапан служит для перекрытия пути поступления жидкости внутрь обсадной колонны.
В зависимости от конструктивных особенностей обратные клапаны могут выполнять дополнительные функции: дифференциальный клапан при спуске колонны допускает регулируемое частичное заполнение обсадной колонны жидкостью, обратные клапаны типа ЦКОД допускают постоянное заполнение колонны и срабатывают после введения дополнительного запорного элемента (шарика) и т. п.
Выбор конструкции клапана зависит от конкретных условий в скважине, и прежде всего от опасности проявлений и наличия зон поглощения.
Заливочный патрубок устанавливают непосредственно над башмаком (ниже обратного клапана). Он представляет собой отрезок трубы длиной около 1,5 м с отверстиями, расположенными по винтовой линии. Они соединяют затрубное пространство с внутренним объемом обсадной колонны. Заливочный патрубок применяют для подачи цементного раствора в затрубное пространство при цементировании обсадной колонны.
Заливочной муфтой обсадная колонна оснащается в том случае, если предусматривается ступенчатое цементирование. Она позволяет открыть в нужный момент каналы для подачи цементного раствора в затрубное пространство, а затем вновь их перекрыть. Место установки муфты определяется заранее по протяженности интервалов цементирования.
Трубный пакер вводят в оснащение обсадной колонны для создания надежной изоляции отдельных интервалов в затрубном пространстве. Пакер устанавливают в местах залегания устойчивых непроницаемых горных пород. В большинстве конструкций пакеров надежная изоляция достигается деформированием эластичного элемента, надетого на корпус, и плотным его смыканием со стенками ствола скважины. По способу перевода в рабочее состояние трубные пакеры подразделяются на гидравлические (пакеры ППГ, ПДМ и ПГБ-250 конструкции ВНИИБТ) и механические (конструкции, разработанные в объединениях «Краснодар-нефтегаз», «Куйбышевнефтегаз» и др.). В гидравлическом пакере под уплотнительный элемент поступает жидкость, вызывая его деформацию в поперечном размере. В механическом пакере эластичный элемент деформируется за счет разгрузки на него части веса самой обсадной колонны.
Несколько отличается от других пакер-фильтр ПФМ конструкции ТатНИПИнефти, не имеющий упругих элементов. На рабочей поверхности пакера установлен фильтр. Полость под фильтром сообщается с внутренним пространством обсадной колонны через отверстия с находящимися в них шариковыми обратными клапанами. После закачки цементного раствора в затрубное пространство колонна разгружается от внутреннего давления. За счет избытка наружного давления на фильтре происходит интенсивное отфильтровывание жидкой фазы из цементного раствора внутрь колонны. Обезвоженный цементный раствор в зазоре между фильтром и колонной в короткий срок схватывается и образует плотный поясок из цементного камня, препятствующий перетоку в начальный период схватывания цемента за колонной.
Центраторы («фонари») устанавливают на обсадной колонне для поддержания соосности ствола скважины и спущенной обсадной колонны и создания благоприятных условий для равномерного распределения цементного раствора по кольцевому зазору. Как считают некоторые исследователи, центраторы также способствуют снижению сил трения при спуске колонны и более полному замещению цементным раствором жидкости, находившейся в затрубном пространстве. Как правило, применяют пружинные центраторы, при использовании которых центрирование колонны в стволе скважины осуществляют с помощью пружинных арочных планок, концы которых закреплены на кольцах-обоймах. По конструкции колец центраторы подразделяют на разъемные (ЦПР конструкции ВНИИБТ, ЦЦ конструкции ВНИИКРнефти) и неразъемные (ФП конструкции ГрозНИИ).
Кольцо-обойма состоит из двух шарнирно соединенных половинок. Такой центратор легко надевается на обсадную трубу над устьем скважины при спуске колонны. У неразъемных центраторов кольца-обоймы целые, они должны быть предварительно надеты на трубу. Продольное перемещение центраторов по трубе ограничивается стопорным кольцом, которое располагается между кольцами-обоймами.
Эффект центрирования зависит от правильности выбора интервала установки центраторов по стволу и расстояния между цент-раторами на колонне. Центраторы размещают на наиболее ответственных участках колонны, где надежность изоляции имеет очень большое значение (интервал продуктивного горизонта и его кровли, низ обсадной колонны и т. п.). Расстояние между центраторами может быть вычислено по методике ВНИИБТ или ВНИИКРнефти
9.4 ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ К СПУСКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ. СПУСК ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Весь комплекс подготовительных мероприятий нацелен на то, чтобы спуск обсадной колонны проходил без вынужденных остановок и перерывов, во время спуска обсадная колонна не подвергалась непредвиденным перегрузкам, опасным с точки зрения ее целостности и нарушения профиля труб, и чтобы в скважину не попали трубы с дефектами, которые могут повлечь нарушение целостности обсадной колонны или потерю герметичности.
Комплекс подготовительных мероприятий включает подготовку обсадных труб, бурового оборудования и самой скважины.
Подготовка обсадных труб
В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой.
При хорошей организации контроля обсадные трубы неоднократно подвергаются проверке и проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований:
· гидравлические испытания на заводах-изготовителях;
· обследование наружного вида обсадных труб, проверку резьб и шаблонирование внутреннего диаметра труб на трубно-инструментальной базе бурового предприятия (УБР);
· гидравлические испытания обсадных труб на трубно-инструментальной базе бурового предприятия (УБР), в отдельных случаях испытания труб можно проводить непосредственно на буровой;
· визуальное обследование доставленных на буровую труб, промер длины каждой грубы;
· шаблонирование, проверку состояния резьбы трубы над устьем скважины во время спуска обсадной колонны.
Завод-изготовитель при проверке качества готовой продукции проводит гидравлические испытания обсадных труб. По действующим инструкциям испытывать необходимо все трубы диаметром до 219 мм включительно и 50%, труб диаметром свыше 219 мм. Каждая труба поступает на испытание с навинченной и закрепленной муфтой.
Под давлением труба должна находиться не менее 10 с. Обсадная труба признается годной, если на ее внешней поверхности не обнаруживается никаких следов проникновения влаги изнутри.
Подготовка бурового оборудования
Подготавливают рабочее место у устья скважины: убирают инструмент, который не понадобится при спуске колонны, и очищают пол буровой, вровень со столом ротора устанавливают временный деревянный настил. Обращают внимание на усиление освещенности рабочих мест, навешивают дополнительные светильники.
В подготовительный период на буровую доставляют достаточное количество (с резервом) дополнительного инструмента, который понадобится при спуске обсадной колонны. Обсадные трубы подвозят специальными транспортными средствами и размещают на стеллажи по секциям в порядке их спуска. На каждый комплект предусматривается резерв в количестве 5 %, от метража труб.
Подготовка ствола скважины
Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т. д.), по прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.
Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть, графит и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контролируют протяженность ствола скважины.
Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной колонны в скважину.
Спуск обсадной колонны
Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.
Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон.
Длина шаблона, мм ………………………………………..150, 300
Разница между внутренним номинальным
При подъеме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.
У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.
Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.
По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.
В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования. Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважины.
9.5. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.
Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.
Цементирование включает пять основных видов работ:
· приготовление тампонажного раствора,
· закачку его в скважину,
· подачу тампонажного раствора в затрубное пространство,
· ожидание затвердения закачанного материала,
· проверку качества цементировочных работ.
Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.
Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:
· раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);
· тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).
В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию.
Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том, что после завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть освобождена и извлечена для последующего использования.
Цементирование скважин является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважин.
Обеспечение качественного цементирования скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции.
Существующая отечественная цементировочная, техника, технологическая оснастка, тампонажные материалы позволяют обеспечить качественное крепление скважин при выполнении следующих условий:
· Неуклонного выполнение требований технологического регламента крепления скважин;
· Соблюдения технологической дисциплины тампонажной бригадой;
· Высокой квалификации тампонажной бригады;
· Использование качественных тампонажных материалов;
· Составления паспортов крепления скважин с учетом полного фактора горно-геологических условий крепления;
При существующей технике и технологии крепления скважин повышения качества цементирования возможно за счет:
· получения и использования достоверной геофизической информации по состоянию ствола скважины;
· правильного подбора промывочной жидкости в процессе бурения с целью уменьшения кавернообразования;
· правильного выбора буферной жидкости;
· обеспечения турбулентного режима течения тампонажного раствора в затрубном пространстве при закачке;
· жесткого контроля за параметрами цементного раствора в течении всего периода цементирования;
· использования высокоэффективного селективно-манжетного цементирования при цементировании водоплавающих залежей и малой мощностью непроницаемых глинистых перемычек;
· очистка застойных зон от бурового раствора при проработке ствола скважины струйными кольмататорами.
9.6. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
Основные осложнения при креплении скважин следующие:
· недоподъем тампонажного раствора;
Если недоподъем раствора или недоспуск колонн в целом связан с нарушение технологического регламента при креплении, то межпластовые перетоки и флюидопроявления требуют изменения технологии крепления скважин и применение других тампонажных материалов, повышения качества геофизического исследования скважин.
Анализ осложнений показывает, что вследствие неправильного определения ВНК около 38% скважин содержит обводненную продукцию; 29 % осложнений связано с поглощением тампонажного раствора и как следствие недоподъемом цементного раствора, на межпластовые перетоки приходится около 15-25%, флюидопроявления – 5 % и 5-13 % связано с недоспуском колонн.
Восстановление герметичности заколонного пространства требует значительных затрат.
Так, например, затраты на ликвидацию межпластовых перетоков составляют в среднем 15% от стоимости скважины при продолжительности ремонтных работ превышающих время строительство самой скважины. Все указанные выше причины некачественного крепления скважин резко снижают их долговечность.
Производственный опыт показывает, что при долговечности скважин Тс = 10 лет теряется до 75 % доступных к извлечению запасов, от 10 до 20 лет – 25-50 5, и при Тс ≥30 лет всего лишь 10-15 %. В связи с этим качество крепления скважин имеет актуальное значение.
9.7. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН
Природная группа факторов: термобарические условия в скважине, тектонические нарушения, ФЕС коллектора и степень его неоднородности, положение продуктивных пластов по отношению к подошвенным и пластовым водам.
Влияние природных факторов оценено в настоящее время неполно в следствии сложности моделирования процессов, отсутствия аппаратуры и соответствующих методик.
· состояние ствола скважины (интервалы проявлений и поглощений, кавернозность, кривизна и перегибы ствола, толщина фильтрационной корки);
· конструкция обсадной колоны и состав технологической оснастки (величина зазора, длина и диаметр колонн, расстановка технологической оснастки);
· тампонажные материалы (состав, физико-механические свойства коррозийная устойчивость тампонажного раствора (камня);
· технологические параметры цементирования (объем и вид буферной жидкости, скорость восходящего потока, соотношения между реологическими показателями и плотностью вытесняемой и вытесняющей жидкостей, расхаживание и вращение колонн);
· уровень технической оснащенности процесса цементирования.
· уровень квалификации членов тампонажной бригады;
· степень соответствия процесса цементирования технологическому регламенту;
· степень надежности цементировочной схемы.
Рост температуры с 20 до 75ºС обеспечивает увеличение прочности цементного камня в течении всего периода твердения. Увеличение температуры до 110ºС приводит к снижению прочности с одновременным увеличением проницаемости цементного камня. Другой причиной увеличения проницаемости цементного камня является усадка в процессе твердения, вследствии содержания в портландцементе до 60 % оксида кальция и последующего его выщелачивания гидрооксида кальция при его взаимодействии с кальцийсодержащими пластовыми флюидами.
На месторождении с АВПД наиболее опасны заколонные нефтегазопроявления. Для их предупреждения необходимо:
· закачивание в скважину разнотемпературных пачек цементного раствора, отличающихся по времени схватывания на 2ч, обеспечивающее быстрое твердение нижней части столба цементного раствора и исключающее прорыв газа;
· создание в затрубном пространстве избыточного давления сразу после окончания цементирования;
· увеличение плотности бурового раствора до возможно максимальной величины;
· использование многоступенчатого цементирования;
· увеличение плотности жидкости затворения;
· использование седиментационно устойчивых тампонажных материалов с ускоренным сроком схватывания;
· создание плотной баритовой пробки, размещаемой между верхней и нижней порциями тампонажного раствора. Осаждение барита в период ОЗЦ приводит к образованию непроницаемой перегородки.
Расположение продуктивного пласта
При расстоянии между продуктивным и напорными горизонтами менее 10 метров приводит к преждевременному обводнению скважин, число таких скважин достигает 30 %.
Цементное кольцо выдерживает перепад давления до 10 МПа при толщине разобщающей перемычки более 5 м, при толщине такой перемычки меньше указанной величины необходима установка заколонных пакеров.
Эффективность крепления с использованием от одного до четырех пакеров показал опыт работ на Самотлорском, Федоровском, Суторминском и Лянторском месторождениях.
Процесс цементирования с использование пакеров предусматривает расширения уплотни тельного рукава пакера с герметизацией затрубного пространства перед открытием циркуляционных отверстий, через которую цементирую колонну выше пакера.
Практика применения заколонных пакеров показала, что их применение эффективно, если расстояние перфорации до водоносного пласта >3 м, а диаметр каверн не превышает 0,25 м.
При толщине разобщающей перемычки
Наибольшую сложность при качественном креплении скважин представляют тонко переслаивающие пласты с внутрипластовыми водами. В этом плане заслуживает внимание метод основанный на разнопьезопроводности водных и нефтяных пластов отличающихся друг от друга в 50 раз.
Для реализации этого метода в скважине после закачки расчетного количества тампонажного раствора плавно повышают давление над пластом путем частичного перекрытия заколонного пространства. Затем резко сбрасывают давление и оставляют на 0,3 ч. Через 1 мин. после сброса давления радиус гидродинамического возмущения в нефтяном пласте составил 2,8м, тогда как в водоносном – 21,5 м, если обусловило поступление цементного раствора в водоносные пропластки.
Одна из основных причин неудовлетворительного цементирования – наличие толстой фильтрационной корки на стенках скважины и обсадных труб. Тампонажный раствор в турбулентном режиме способен вытеснять до 95 % бурового раствора, но неспособен удалить глинистую корку. Доказано, что даже при скорости 3 м/с глинистая корка не удаляется. При механической очистки с помощью скребков иногда случаются поглощения или прихваты колонн, поэтому заслуживают внимание рекомендации не очищать корку, а упрочнять ее путем химической обработки или применения тампонажных растворов на полимерной основе, фильтрат которых способен отверждаться, упрочняя при этом корку. Однако такая технология не приемлема в ПЗП.
Кривизна и перегибы ствола
Указанные причины не позволяют качественно вытеснять буровой раствор, и даже применение центраторов не гарантирует соприкосновение обсадной колонны со стенками скважин с оставлением протяженных «защемленных» зон бурового раствора.
С отфильтровыванием части жидкости затворения в проницаемые породы и усадкой цементного камня связано возникновение 80 % микрозазоров размером 0,07-0,14 мм.
Существенное влияние оказывает изменение давления за колонной в процессе ОЗЦ, связанное с опережающим схватыванием цементного раствора против хорошо проницаемых пластов.
Отрицательное влияние оказывает подогрев продавочной жидкости, воды затворения и тампонажного раствора. Для предупреждения возникновения осложнений рекомендуется использовать незамерзающие продавочные жидкости и минерализованные тампонажные растворы с пониженным водоцементным отношением.
Общими мероприятиями по улучшению состояния контакта являются:
· снижения давления до атмосферного сразу после продавливания раствора;
· ограничение мощности залпа перфоратора до 10 отверстий на 1 м, при большей мощности нарушается контакт на длине 10 м. и более, при этом давление в скважине при взрыве 10 зарядов ПСК 80 составляет 83,3 МПа, а при взрыве 58 зарядов ПСК – 105 – 278 МПа;
· использование расширяющихся тампонажных материалов;
· опрессовка колонн сразу после окончания цементирования;
· использование для разбуривания цементного камня лопастными долотами.
Ликвидация таких зон возможных воздействием на них высоконапорных струй жидкости или использование эксцентриковых устройств.
Вращение и расхаживание колонны
В большинстве случаев эти технологические операции не проводятся вследствие отсутствия соответствующего оборудования, а также недостаточной прочности колонн. Для обеспечения безаварийного расхаживания прочность колоны должны рассчитываться с коэффициентом запаса прочности на растяжении равным 1,6 (без учета плавучести). Эффект вращения существенен при частоте вращения до 35 об/мин. При скорости подъема 0,2-0,3 м/с, и плавного спуска без рывков при скорости 0,4-0,5 м/с перед остановкой опасения разрыва обсадной колонны не обоснованы. Эффективность цементирования при расхаживании и вращении колонны увеличивается на 15-20 %, успешность на 90 %. Не рекомендуется вращение и расхаживания колонны при осложнениях ствола вызванных сужениями, резкими перегибами, большими азимутальными углами искривления, использовании утяжеленного бурового раствора.
Характеристика контакта цементного камня с колонной
Нарушение герметичности контакта – главная причина межпластовых перетоков. Причинами нарушения являются:
· избыточное давление в колонне в период ОЗЦ;
· состояние наружной поверхности обсадной колонны;
· вторичное вскрытие пласта взрывными перфораторами.
Качество формируемого цементного камня
Важным условием надежного разобщения пластов является предупреждение фильтрации пластового флюида через поровое пространство твердеющего раствора. Для этих целей используются:
· цементно-смолистая композиция (ЦСК) с добавкой смолы ТЭГ-1, обеспечивающих качество цементирования с близкорасположенными водоносными объектами;
· цементно-латексный раствор стабилизированного ПАВ, обладающего повышенным (более чем в 3 раза) сопротивлением к гидравлическому разрыву, пригодным для крепления проницаемых горных пластов и пластов с внутрипластовыми водяными пропластками.
Буферные жидкости
Для повышения степени заполнения заколонного пространства тампонажным раствором важен правильный выбор типа и объема буферной жидкости.
Объем буферной жидкости для эффективной очитки затрубного пространства зависит от времени контакта и определяется как произведение:
где Sз.п. – площадь затрубного пространства, м2;
Vв.п. – скорость восходящего потока, м/с (Vв.п. ≥ 1 м/с);
t – время контакта, с (t=420-480 с).
Время контакта играет существенную роль в эффективности цементирования. При времени контакта менее 7 мин в 50 % случае качество цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное цементирование.
Полноту вытеснения бурового раствора можно существенно увеличить, если в качестве буферной жидкости использовать нефть или дизельное топливо.
Добавление в буферную жидкость кварцевого песка с фракциями 0,2-0,8 мм в количестве 5-20 % (по массе) приводит к турбулизации потока даже при низких скоростях движения.
Технологические параметры цементирования
Высокая степень вытеснения может быть достигнута и при низких скоростях течения при условии определенного соотношения реологических параметров контактирующих жидкостей. Турбулентный режим потока возможен при условии:
где τ0 – динамическое напряжение сдвига, Па;
При меньшем значении скорости потока существует струйный режим.
Существенное значение на степень вытеснения играет эксцентричность колонн, в наклонной под углом 30˚ скважине даже при скорости восходящего потока 3 м/с полнота вытеснения не превышает 70 %, а при скорости 0,4-0,7 м/с площадь цементного кольца составляет всего 40%.
Лучшее вытеснение бурового раствора происходит при меньшей разнице плотностей растворов, но при большей скорости закачивания тампонажного раствора.
Технологическая оснастка
Качество работ значительно повышается при совместном использовании центраторов и скребков.
В этом случае число ремонтных работ снижается с 60 % до 16%.
Если вследствие деформации диаметр центраторов уменьшается до диаметра долота, то эффективность их применения будет незначительна и образование застойных зон предупреждается при коэффициенте кавернозности не превышающим 1,1-1,3. Поэтому, для увеличения степени замещения цементный раствор необходимо прокачивать при высоких скоростях его течения, обеспечивая турбулентный режим.
Для упрощения технологической оснастки обсадных колонн и повышения их жесткости предложена конструкция центратора-турбулизатора, представляющий собой центратор, у которого планки относительно их средней части развернуты во взаимно противоположные стороны, что обеспечивает турбулизацию потока.
На практике число элементов технологической оснастки не превышает 50, хотя для качественного цементирования их число должно быть в 2 раза больше.