Строительство и ремонт скважин

Рис. 11.6. Диаграмма, записанная глубинным манометром, который установлен в фильтре пластоиспытателя

При опробовании глубинные манометры регистрируют давление в окружающей их жидкости. На рис. 11.6 показана диаграмма, которую записывает нижний глубинный манометр. В период спуска пластоиспытателя в скважину (отрезок 0--1) давление растет пропорционально глубине (участок ОА); горизонтальные площадки на этом участке кривой соответствуют приостановке спуска для долива жидкости в колонну труб. В период пакеровки (участок АБ) показание манометра равно давлению столба жидкости в кольцевом пространстве скважины. В момент открытия впускного клапана давление в подпакерном пространстве резко падает (участок БВ) примерно до давления столба жидкости в трубах (точка В); в результате возникшей депрессии начинается приток жидкости из опробуемого объекта (отрезок 2--3), т. е. первый открытый период опробования. Притекающая из объекта жидкость через открытый впускной клапан поступает в колонну труб, поэтому уровень жидкости в трубах и давление ее столба постепенно возрастают (участок ВГ). После закрытия запорного клапана (точка Г) приток жидкости в скважину еще продолжается, но так как путь перетока в трубы закрыт клапаном, давление в подпакерной зоне быстро возрастает (участок ГД) и в точке Д приближается к пластовому. Участок ГД, записанный в течение первого закрытого периода (отрезок 3--4) опробования, называют начальной кривой восстановления давления.

Давление столба жидкости в трубах в конце первого открытого периода намного меньше пластового. Поэтому после открытия запорного клапана давление в подпакерной зоне резко падает (участок ДЕ) и начинается второй открытый период (отрезок 4--5), в течение которого уровень жидкости в трубах и давление постепенно возрастают (отрезок ЕЖ) вследствие притока из объекта опробования. После повторного закрытия запорного клапана (точка Ж) темп роста давления резко возрастает и в течение второго закрытого периода (отрезок 5--6) манометр записывает новую кривую восстановления давления (участок ЖИ).

Если ограничиваются лишь двумя открытыми и двумя закрытыми периодами, то кривую ЖИ называют конечной кривой восстановления давления. Темп восстановления давления в течение второго закрытого периода меньше, чем в первом периоде, так как во время продолжительного второго открытого периода область пониженного давления распространяется по объекту намного дальше от скважины, нежели во время короткого первого открытого периода. К концу второго закрытого периода в подпакерной зоне давление обычно ниже (точка И), нежели в конце первого закрытого периода (точка Д).

После открытия уравнительного клапана промывочная жидкость из надпакерного кольцевого пространства перетекает в подпакерное и главный манометр регистрирует резкий рост давления (отрезок ИК). Если уровень жидкости в кольцевом пространстве в период опробования находился у устья, то давление в точке К, практически равно давлению в точке А перед началом пакеровки. В период работ по освобождению пакера давление не меняется (отрезок К.Л), а при подъеме пластоиспытателя из скважины (отрезок 7--М) постепенно уменьшается до атмосферного.

Методика количественной обработки результатов опробования рассматривается в специальной литературе.

ОСВОЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К ОСВОЕНИЮ

После завершения буровых работ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости и испытанию. Для этого на верхний конец эксплуатационной колонны устанавливают фонтанную арматуру, а на территории близ скважины размещают и обвязывают с этой арматурой емкости для сбора и хранения жидкостей, сепараторы, факельное устройство, мерники, аппаратуру для измерения дебитов жидкой и газообразной фаз, давления и температуры, для отбора проб жидкости, выходящей из скважины, и др. Временно устанавливают и обвязывают с устьем скважины компрессоры и насосные агрегаты, которые нужны для промывки скважины и вызова притока пластовой жидкости.

Фонтанную арматуру можно разделить на две части: трубную головку и фонтанную елку. Трубная головка служит для подвески НКТ, а фонтанная елка -- для отвода добываемой из скважины жидкости в наземные емкости и для герметизации устья. Между трубной головкой и фонтанной елкой расположена центральная задвижка высокого давления. Трубная головка и фонтанная елка снабжены боковыми отводами, каждый из которых оборудован двумя задвижками высокого давления, манометрами, а отводы елки -- также термометрами и штуцерными камерами. К боковым отводам трубной головки при необходимости подсоединяют компрессоры и насосные агрегаты (например, для вызова притока из пласта, глушения скважины и т. п.).

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не меньше наивысшего ожидаемого давления на устье скважины. До установки на скважине арматуру спрессовывают пробным давлением, указанным в паспорте. После монтажа арматуры на устье проверяют опрессовкой герметичность трубной головки и фонтанной елки. Штурвал управления центральной задвижкой арматуры выводят на расстояние не менее 10 м от устья скважины в сторону от выкидных линий и ограждают щитом с навесом.

До начала работ по испытанию скважины необходимо тщательно очистить все емкости от грязи, промыть и заполнить теми жидкостями, которые потребуются для вторичного вскрытия продуктивного пласта и вызова притока из него, а также промывочной жидкостью с плотностью, достаточной для глушения нефтегазопроявлений в случае, если в этом возникнет необходимость. Объем последней должен быть не менее двух объемов эксплуатационной колонны.

УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНАХ

Обсадные колонны испытывают воздействие многих сил. Величины этих сил и знак некоторых из них изменяются как во времени, так и по длине колонны. Так, при спуске в скважину на колонну действуют растягивающая сила собственного веса труб и жидкости, находящейся в ней; выталкивающая сила давления жидкости, заполняющей скважину; силы инерции колонны и жидкости; сила взаимодействия труб со стенками скважины; гидродинамические силы, возникающие в результате движения вытесняемой колонной жидкости; силы гидростатического давления жидкости на боковые поверхности колонны; изгибающий момент на участках искривления ствола скважины.

По окончании спуска колонны и цементирования инерционные гидродинамические силы и силы взаимодействия со стенками ствола, обусловленные движением труб или жидкости, исчезают; величины других сил могут существенно измениться; возникают также новые силы. Так, при вызове притока в период освоения скважины давление в эксплуатационной колонне снижают значительно ниже пластового в продуктивном горизонте; при этом возникает избыточное наружное давление, которое, если оно окажется достаточно большим, может явиться причиной смятия соответствующего участка колонны.

В газовых и фонтанирующих нефтяных скважинах внутреннее давление в верхнем участке колонны при эксплуатации может быть опасно высоким, особенно после закрытия устьевых задвижек. В верхних участках кондукторов и промежуточных колонн внутреннее давление может опасно возрастать в случае закрытия превентора при газонефтепроявлениях. Высокое внутреннее давление в кондукторе или промежуточной колонне может возникнуть также в случае негерметичности эксплуатационной колонны в газовой или газонефтяной скважине: через места негерметичности в межколонное пространство, герметизированное на устье, может проникать газ. Опасные избыточные давления могут действовать также в случае, если из-за плохого качества цементирования в кольцевом пространстве скважины возникнут перетоки пластового газа.

Если обсадная колонна перекрывает пласт породы, склонный к выпучиванию, наружное давление на участок ее против такого пласта может достигать геостатического. Особенно опасная ситуация возникает в тех случаях, когда указанный участок колонны расположен несоосно со стволом скважины, а поперечное сечение ствола далеко не круглое: при выпучивании породы давление распределяется весьма неравномерно по периметру трубы и на участок колонны будет действовать изгибающий момент; это часто приводит к нарушению целостности колонны.

При фонтанной эксплуатации скважины поток пластовой жидкости, поднимаясь от забоя к устью, нагревает колонну. Если зацементирован только нижний участок колонны, а верхний соединен с кондуктором и не может перемещаться относительно последнего, в верхней части колонны вследствие повышения температуры возникают осевые напряжения сжатия, а иногда и напряжения от продольного изгиба. Осевые напряжения растяжения или сжатия могут появиться также в результате изменения внутреннего или наружного давления в колонне. В нагнетательных скважинах дополнительные осевые напряжения возникают из-за отличия температуры закачиваемой жидкости от температуры той жидкости, которой колонна была заполнена в момент обвязки с кондуктором. Например, при закачке холодной воды в колонне возникают дополнительные осевые напряжения растяжения.

На протяжении многолетней службы в скважине обсадные колонны подвергаются воздействию пластовых жидкостей, которые способны вызвать интенсивную коррозию металла. Промежуточные колонны и кондукторы во время бурения, а эксплуатационные колонны -- при эксплуатации, подземных и капитальных ремонтах скважин истираются долотами, замками и муфтами бурильных и насосно-компрессорных труб, а также другим оборудованием, спускаемым к забою. В результате коррозии и износа прочность обсадных труб может серьезно уменьшиться. Поэтому при конструировании обсадных колонн следует учитывать как специфику их нагружения, так и возможную степень износа; при креплении же и эксплуатации необходимо принимать меры к защите колонн от коррозии и износа

Цели и способы крепления скважин

Основные цели крепления скважин:

Ш Ш а) создание долговечного, прочного и герметичного канала для транспортирования жидкости от эксплуатационных горизонтов к дневной поверхности или в противоположном направлении;

Ш Ш б) герметичное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга;

Ш Ш в) укрепление стенок скважины, сложенных недостаточно устойчивыми породами;

Ш Ш г) защита эксплуатационного канала от коррозии пластовыми жидкостями.

Наиболее распространенным способом крепления скважин и разобщения проницаемых горизонтов является спуск колонн, составленных из специальных труб, называемых обсадными, и цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины. Для разобщения горизонтов с разными коэффициентами аномальности пластовых давлений, а также для предотвращения газонефтепроявлений из горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности используют также пакеры.

ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Конструкция скважины состоит из ствола, пробуренного в горных породах, нескольких обсадных колонн и тампонажного камня, заполняющего целиком или частично пространство между колоннами и стенками ствола. Конструкцию скважины характеризуют число спущенных в нее обсадных колонн, их диаметры и длина, диаметры ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования.

В технической литературе конструкцию скважины графически изображают так (рис. 12.1): сплошными жирными линиями показывают обсадные колонны; число у верхнего конца линии означает наружный диаметр колонны в мм, у нижнего конца -- глубину спуска в м. Если колонна перекрывает лишь нижний интервал скважины и не доходит до устья, число у верхнего конца жирной линии означает глубину верхнего сечения колонны в м; диаметр же колонны показывают числом на уровне верхних концов остальных колонн (рис. 12.1, б). Обсадные колонны, перекрывающие лишь нижний участок скважины, принято называть потайными.

Если верхний участок обсадной колонны составлен из труб большего диаметра, чем нижний, ее изображают ломаной жирной линией (рис. 12.1, в); у верхнего конца указывают оба диаметра (например, 168Х146) в мм, а у места излома линии -- глубину стыковки участков. Такую колонну называют комбинированной. Интервалы цементирования показывают штриховкой; числа у верхней и нижней границ заштрихованного участка означают глубины интервала цементирования в м.

Конструкция должна обеспечить:

а) долговечность скважины как технического сооружения;

б) надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность запасов полезных ископаемых;

в) минимум затрат на единицу добываемой продукции;

г) возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения тяжелых осложнений, осуществления предусмотренных проектом разработки месторождения режимов эксплуатации данной скважины, проведения ремонтных работ в скважине при эксплуатации, проведения всех исследований, которые необходимы для контроля разработки месторождения.



Рис. 12.1. Графическое изображение конструкций скважин:

а--с промежуточной колонной; б--с потайной промежуточной колонной; в--с комбинированной эксплуатационной колонной

Проектирование начинают с выделения зон с несовместимыми условиями бурения. Условия бурения в двух смежных зонах считаются несовместимыми в том случае, если при переходе из верхней зоны к бурению нижней требуется так изменить плотность промывочной жидкости, что это приведет либо к поглощению последней в один или несколько горизонтов верхней зоны, либо к газонефтеводопроявлениям из верхней зоны, либо к интенсивным проявлениям неустойчивости пород в верхней зоне.

Выпучивание, обваливание, осыпание потенциально неустойчивых пород начинается не сразу же в момент вскрытия их бурением, а лишь спустя некоторое время. Продолжительность этого времени зависит от состава и плотности промывочной жидкости, амплитуды колебаний давления в скважине и соотношения давления в скважине и перового давления в породе.

Условимся называть давление столба промывочной жидкости, при котором сохраняется удовлетворительная стабильность стенок скважины в течение времени, достаточного для разбуривания всей толщи потенциально неустойчивых пород и укрепления их обсадной колонной, давлением относительной устойчивости пород, а отношение этого давления к давлению равного по высоте столба пресной воды -- индексом давления устойчивости k_y.

Опасность возникновения перечисленных выше видов осложнений (кроме растворения пород) будет сведена к минимуму при соблюдении следующих условий:

k_a < p_o< k_n ;

k_y < p_o< k_n ;

(12.1)

где р_о -- относительная плотность промывочной жидкости.

Приступать к разбуриванию нижерасположенной зоны можно, если надежно изолировать предыдущую. Как правило, изолируют зону спуском колонны обсадных труб и заполнением кольцевого зазора между этой колонной и стенками скважины тампонажным раствором. Поэтому границей раздела двух зон является та минимальная глубина, до которой необходимо спустить обсадную колонну, прежде чем станет возможно изменить плотность промывочной жидкости до величины, определенной условиями бурения в новой зоне, без опасности возникновения осложнений в предыдущей.

Рис. 12.2. Совмещенный график индексов давлений (я) и предварительный вариант конструкции скважины (б)

Выделять зоны с несовместимыми условиями бурения удобно с помощью совмещенного графика (рис. 12.2), на котором кривая 1 характеризует изменение коэффициента аномальности с глубиной, кривая 2--изменение индекса давлений поглощения, а кривая 3--изменение индекса давления устойчивости пород. Нанесем на график кривую 4 изменения с глубиной относительной плотности промывочной жидкости для разбуривания пород в разных интервалах с соблюдением правил бурения.

По совмещенному графику видно, что в данной ситуации имеются пять зон с несовместимыми условиями бурения: Л, Б, В, Г и Д. Для вскрытия зоны Б необходима промывочная жидкость с р_о < 0,95, но при применении ее в зоне А давление в скважине будет ниже пластового и могут начаться водопроявления, если эта зона не будет предварительно изолирована. Для вскрытия зоны В нужна жидкость с плотностью р_о ? 1,1ч1,4. Но жидкость даже с р_о =1,1 будет поглощаться в зону Б, если последнюю не изолировать. Перед вскрытием потенциально неустойчивых пород плотность промывочной жидкости придется увеличить до р_о ? 1,8, но такая жидкость будет поглощаться в зону В и поэтому зону В необходимо изолировать колонной труб до вскрытия зоны Г.

Рис. 12.3. Варианты конструкции скважины:

а -- предварительный; б -- уточненный (зона поглощения изолирована цементированием); в--уточненный (зону катастрофического поглощения изолировать цементированием невозможно)

После разбуривания потенциально неустойчивых пород целесообразно относительную плотность жидкости уменьшить до р_о=1,6, чтобы предотвратить опасность поглощения ее в нижний интервал зоны Д, уменьшить возможное загрязнение продуктивной толщи и создать лучшие условия для работы долот (уменьшить дифференциальное давление). Для этого предварительно нужно изолировать зону Г обсадной колонной. Таким образом, конструкция скважины должна включать пять обсадных колонн (рис. 12.3, а).

В предварительный вариант конструкции, полученный на основании анализа совмещенного графика, вносят некоторые уточнения.

1. Для того чтобы выходящий из скважины поток промывочной жидкости можно было направить в очистную систему, необходимо создать специальное направление. При строительстве скважины на суше для этого вдоль будущей оси ее роют неглубокий (3--5 м, иногда несколько глубже) колодец, в который спускают трубу, а пространство между трубой и стенками колодца забутовывают. Эту трубу и называют направлением. На графическом изображении конструкции направление не показывают. Если скважину сооружают на море, направлением перекрывают всю толщу донных осадков.

2. Залегающие неглубоко от дневной поверхности породы нередко могут размываться восходящим потоком промывочной жидкости; проницаемые породы, как правило, насыщены пресными или слабоминерализованными водами, пригодными для водоснабжения населения, сельского хозяйства или для технических нужд. Во избежание размыва таких пород и сильного загрязнения водонасыщенных пород верхний участок скважины укрепляю специальной обсадной колонной -- кондуктором.

3. В районах распространения многолетнемерзлых пород (ММП) часто встречаются интервалы, где твердые минеральные частицы сцементированы только льдом. В процессе бурения под воздействием теплой промывочной жидкости лед тает, твердые частицы осыпаются в ствол скважины и выносятся потоком на дневную поверхность, в скважине же образуется полость большого объема; в результате может возникнуть аварийная ситуация. Во избежание образования больших полостей рекомендуется сразу же после разбуривания участка, сложенного породами, сцементированными только льдом, укреплять ствол скважины удлиненным направлением. Нижний конец его устанавливают в мерзлой породе, сцементированной минеральным цементом. Так как сцепление между удлиненным направлением и льдистыми породами ненадежно и при повышении температуры нарушается, всю толщу ММП перекрывают кондуктором. Нижний конец кондуктора устанавливают ниже границы мерзлоты не менее чем на 100 м в устойчивой породе с положительной температурой.

4. Учитывают выбранный способ первичного вскрытия продуктивной залежи.

5. Если в разрезе месторождения имеется хемогенная толща, для предотвращения интенсивного растворения солей при бурении применяют обязательно либо промывочную жидкость на углеводородной основе, либо жидкость, полностью насыщенную соответствующей солью. При использовании дорогих промывочных жидкостей нередко надсолевую толщу перекрывают одной, а хемогенную толщу -- другой обсадными колоннами.

6. Если в предварительном варианте конструкции расстояние между нижними концами двух смежных колонн весьма велико, то иногда с целью уменьшить опасность аварийного износа предыдущей обсадной колонны, интенсивного желобобразования в стволе скважины и возникновения прихватов в конструкцию вводят дополнительную колонну.

7. Если опыт показывает, что поглощения в трещиновато-кавернозных породах можно изолировать без спуска обсадных труб, из предварительного варианта целесообразно исключить соответствующую колонну.

Глубина спуска колонны прежде всего определяется глубиной границы раздела смежных зон с несовместимыми условиями бурения. Дополнительно следует учитывать по крайней мере два фактора: нижний конец колонны нужно устанавливать в устойчивых непроницаемых породах; если на рассматриваемую колонну должно быть установлено противовыбросовое оборудование, башмак ее следует устанавливать на такой глубине, чтобы в случае возникновения газонефтеводопроявления при дальнейшем углублении и выброса промывочной жидкости из скважины породы, залегающие ниже башмака, не могли быть разорваны тем высоким давлением, которое придется создать для глушения проявления. Глубину места возможного разрыва пород можно найти с помощью совмещенного графика (см. рис. ,12.2), если на него нанести кривую относительного давления в скважине (кривые 5 и 6). Под относительным давлением подразумевают отношение давления жидкости в скважине на глубине г к давлению такого же по высоте столба пресной воды. Так, если произойдет газовый выброс и вся промывочная жидкость в скважине будет замещена пластовым газом, относительное давление при глушении выброса способом прямой промывки

, (12.2)

где

р_гд -- гидравлические потери в кольцевом пространстве на участке глубиной z в начальный момент глушения, Па,

р_гд = Дс_гд z,

Дс_гд -- градиент гидродинамического давления; ориентировочно можно принимать Дс_гд ? 2 кПа/м; z < z_пл--текущая глубина, м.

Если на кондуктор должен быть установлен превентор, но опасности выброса при дальнейшем углублении нет, глубину спуска этой колонны следует рассчитывать с учетом возможности создания на устье противодавления р_ук? 2ч3 МПа. В этом случае

р_отн=с₀+, (12.3)

где с_о--относительная плотность промывочной жидкости при бурении под следующую обсадную колонну.

Во избежание разрыва пород необходимо соблюдать условие

р_отн < k_п, (12.4)

а нижний конец колонны устанавливать на 50--100 м ниже глубины, соответствующей точке пересечения кривой относительных давлений с кривой индексов давлений поглощения (точки Е и Е' на рис. 12.2).

Обычно обсадные колонны подвешивают на устье скважины; поэтому верхний ее интервал оказывается перекрытым несколькими колоннами. Расход металла на крепление можно уменьшить, если хотя бы одну колонну сделать потайной. Сплошную колонну можно заменить потайной, укрепив ею лишь участок ниже башмака предыдущей сплошной колонны, в том случае, если прочность последней с учетом ее возможного износа достаточна, чтобы выдержать те избыточные давления, которые могут возникнуть в скважине до окончания спуска последующей сплошной колонны. Верхний конец потайной колонны устанавливают выше башмака предыдущей колонны не менее чем на 50 м.

Диаметр эксплуатационной колонны выбирают, исходя из ожидаемых суммарных дебитов жидкости (нефть + газ + вода; газ + конденсат + вода) на разных стадиях эксплуатации, габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов, и глубины скважины. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточен для того, чтобы оборудование можно было спустить и установить на нужной глубине и чтобы в период эксплуатации скважины можно было выполнять подземные и капитальный ремонты. Ниже показаны примерные сочетания диаметров эксплуатационных колонн и дебитов, применяемые на практике. В эти сочетания можно вносить коррективы с учетом конкретных условий месторождения. Например, при наличии в добываемой продукции сероводорода нередко увеличивают диаметр эксплуатационной колонны для того, чтобы в нее можно было спустить колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) необходимого диаметра с пакером у нижнего конца, надежно изолировать межколонное пространство от проникновения в него сероводорода, заполнить это пространство чистой углеводородной жидкостью и таким путем защитить обсадные трубы от сероводородной коррозии.

Обсадные колонны, расположенные между эксплуатационной колонной и кондуктором, называют промежуточными. Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения стволов под каждую колонну находят из следующих соотношений. Диаметр долота d_Д, для бурения ствола под данную (например, эксплуатационную) колонну всегда должен быть несколько больше наибольшего наружного диаметра d_м рассматриваемой колонны:

d_Д = d_м+ 2Д_к, (12.5)

где Д_к -- минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм.

За наибольший наружный диаметр d_м принимают обычно наружный диаметр муфт, посредством которых обсадные трубы соединяют друг с другом.

Внутренний диаметр (d)_пред предыдущей обсадной колонны должен быть обязательно больше диаметра долот для бурения под следующую колонну:

(d)_пред = (d_д)_посл+2Д, (12.6)

где Д--радиальный зазор, необходимый для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под следующую колонну. Величину зазора обычно принимают Д=5ч10 мм, причем зазор увеличивают по мере роста диаметра долот.

Зная необходимый внутренний диаметр колонны, находят по ГОСТ 632--80 соответствующий ему наружный диаметр обсадных труб.

Кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонной по всей длине или частично цементируют. Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин предусмотрено цементирование обсадных колонн в следующих интервалах: кондукторы и потайные колонны -- по всей длине; промежуточные колонны во всех поисковых, разведочных, параметрических, опорных и газовых скважинах вне зависимости от их глубины и в нефтяных глубиной свыше 3000 м -- по всей длине, а в нефтяных глубиной до 3000 м -- в нижнем интервале длиной не менее 500 м от башмака; эксплуатационные колонны во всех скважинах, кроме нефтяных,-- по всей длине, а в нефтяных скважинах--от башмака колонны до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца предыдущей обсадной колонны. Так же разрешается поступать и в других скважинах, если приняты меры, обеспечивающие герметичность соединений обсадных труб.

При выборе длины интервалов цементирования полезно- придерживаться следующих правил:

Ш Ш а) в скважинах, пробуренных через ММП, все колонны нужно цементировать по всей длине. Это уменьшит опасность повреждения их при повторном замерзании пород в случае длительного простоя скважины;

Ш Ш б) все проницаемые породы в интервале между башмаком рассматриваемой колонны и башмаком предыдущей колонны должны быть надежно изолированы, с тем чтобы не возникали перетоки пластовых жидкостей из одного объекта в другой. Кровля цементного камня должна быть выше верхнего проницаемого объекта не менее чем на 200--300 м;

Ш Ш в) не должно быть разрывов сплошности цементного камня, так как участок колонны между двумя зацементированными интервалами может быть разрушен силами, которые возникают при изменении температуры и давления.

ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ И ИХ СОЕДИНЕНИЯ

Обсадную колонну составляют из стальных цельнокатаных труб, соединяемых друг с другом с помощью резьбы или сварки. В СССР обсадные трубы для нефтяных и газовых скважин изготовляют в соответствии с ГОСТ 632--80.

По конструкции все трубы можно условно разделить на две группы. Основную группу составляют трубы, изготовляемые в виде полого цилиндра круглого поперечного сечения с постоянной по длине толщиной стенки (рис. 12.4, а, б). Вторую группу -- трубы, изготовляемые в форме цилиндра такого же сечения, утолщенного на одном конце наружу (рис. 12.4, б).

Трубы с постоянной по длине толщиной стенки соединяют друг с другом в колонну муфтами. Для этого концам каждой трубы путем обработки придают форму усеченного конуса с наклоном образующей к оси под углом 1°47'24" удвоенный тангенс этого угла, именуемый конусностью, равен ¹/₁₆. На конических поверхностях нарезают резьбу специального профиля.

Муфты к таким трубам выполняют в виде полого цилиндра круглого сечения, внутреннюю поверхность которого обрабатывают в форме двух усеченных конусов, обращенных вершинами друг к другу (рис. 12.4, а, б)', на которых нарезают резьбы. Конусность и профиль резьб в муфтах такие же, как и на трубах.

Трубы с утолщенными концами соединяют без помощи муфт. Для этого наружную поверхность неутолщенного конца и внутреннюю поверхность утолщенного обрабатывают на конус и на конических поверхностях нарезают резьбы специального профиля. Конусность здесь также равна ¹/₁₆. Трубы соединяют, ввинчивая не утолщенный конец одной в утолщенный конец другой.

Стандартом предусмотрены пять разновидностей соединений обсадных труб, четыре из которых муфтовые: с короткой треугольной резьбой; с удлиненной треугольной резьбой; с трапецеидальной резьбой (ОТТМ); высокогерметичные с трапецеидальной резьбой (ОТТГ). Пятая разновидность -- высокогерметичные безмуфтовые соединения ТБО с трапецеидальной резьбой. Две первые разновидности имеют треугольную резьбу такого же профиля, как и соответствующие бурильные (см. рис. 5.4), и различаются между собой лишь длиной резьбы: длина резьбы в соединениях второй разновидности на 25--50 % (в зависимости от диаметра труб) больше, чем первой. Соединения остальных разновидностей снабжены трапецеидальной резьбой, профиль которой показан на рис. 12.5.



Рис. 12.4. Схемы обсадных труб и Рис. 12.5. Трапецеидальный их соединений по ГОСТ632--80: профиль резьбы по ГОСТ 632--80

а -- труба с муфтовым соединением и резьбой треугольного или трапецеидального профиля; б -- труба с муфтовым соединением повышенной герметичности и резьбой трапецеидального профиля (ОТТГ) в -- труба с одним утолщенным концом безмуфтовым соединением повышенной герметичности и резьбой трапецеидального профиля (ТБО)

Профиль резьбы имеет форму неравнобокой трапеции; сторона профиля, воспринимающая осевую нагрузку, наклонена к оси резьбы под углом 87°, тогда как другая, гораздо менее нагружаемая, -- под углом 80°. Благодаря тому, что в соединениях с трапецеидальной резьбой угол наклона наиболее нагруженной стороны профиля к оси резьбы значительно больше, чем в соединениях с треугольной резьбой (здесь он равен 60°), прочность первых при растяжении существенно больше, чем последних.

На концах труб ОТТГ и ТБО и в муфтах имеются гладкие уплотнительные конические поверхности а (рис. 12.6). При свинчивании с натягом ниппельный конец такой поверхностью плотно прижимается к ответной поверхности муфты ОТТГ (муфтового конца трубы ТБО), благодаря чему достигается высокая герметичность соединения. В муфтах соединений ОТТГ и в муфтовых концах соединений ТБО есть упорные уступы. После докрепления соединения машиной торец трубы должен упираться в торец упорного уступа муфты по всему периметру стыка упорных поверхностей. Это позволяет предотвратить опасность чрезмерного натягивания конической поверхности одной детали на ответную коническую поверхность другой.

Рис. 12.6. Схема высокогерметичных резьбовых соединений ОТТГ и ТБО

Согласно ГОСТ 632--80, обсадные трубы с короткой треугольной резьбой могут быть 19 размеров с условным диаметром в диапазоне от 114 до 508 мм. (Условным называют наружный диаметр, округленный до целого числа). Ассортимент труб с соединениями других разновидностей меньше. По точности и качеству трубы могут быть двух исполнений А и Б; исполнение А более точное.

Трубы могут иметь небольшую овальность. Овальностью называют отношение разности наибольшего и наименьшего диаметров трубы к их полусумме. ГОСТом предусмотрено изготовление труб одного условного диаметра с разными толщинами стенок (от 5,2 до 16,5 мм--в зависимости от диаметра, группы прочности и конструкции соединения). Наиболее широк ассортимент труб из стали группы прочности Д. С увеличением группы прочности, как и с увеличением сложности конструкции соединения, а также стоимости трубы ассортимент сокращается.

Согласно стандарту, обсадные трубы должны изготовляться из сталей семи групп прочности (см. табл. 5.1). После изготовления трубы с навинченными муфтами и безмуфтовые трубы подвергают гидравлическому испытанию. Давление гидравлического испытания рассчитывают так, чтобы приведенное напряжение в теле труб с условным диаметром по 219 мм исполнения Б было равно 80 % от предела текучести, а в теле труб большего диаметра -- 60%.

Функции промывочной жидкости и требования к ней

При бурении скважин в сложных горно-геологических условиях промывочные жидкости должны выполнять следующие основные функции:

1) полностью очищать забой от частиц разбуриваемых пород и удалять их на дневную поверхность;

2) создавать давление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов в скважину как в период бурения, так и при продолжительном прекращении промывки;

3) удерживать частицы разрушенных или осыпавшихся пород и иные частицы твердой фазы во взвешенном состоянии при прекращении промывки и предотвращать осаждение их на забой;

4) интенсивно охлаждать и хорошо смазывать трущиеся поверхности долот, забойных двигателей, бурильной колонны и других узлов оборудования;

5) препятствовать проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;

6) передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою;

7) способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне скважины.

Удовлетворительно выполнить эти функции может лишь достаточно сложная по составу жидкость. Она должна:

а) обладать тиксотропными свойствами: быть легко подвижной во время промывки скважины, но быстро переходить в гелеобразное состояние, как только прекращается ее прокачивание;

б) быть достаточно инертной по отношению к горным породам: не растворять их, не способствовать пептизации выбуренных частиц, не снижать прочность стенок скважины;

в) допускать регулирование плотности в достаточно широком диапазоне;

г) кольматировать поры и трещины в стенках скважины, создавать в них тонкую, практически непроницаемую корку, которая предотвращала бы проникновение как самой жидкости, так и ее дисперсионной среды в продуктивные пласты;

д) быть малочувствительной к воздействию разбуриваемых пород и пластовых жидкостей, но легко поддаваться обработке с целью изменения свойств в нужном направлении при добавлении малых количеств специальных химических веществ;

е) сохранять стабильность свойств в широком диапазоне изменения температур;

ж) обладать хорошей смазочной способностью и теплофизическими свойствами, достаточными для отвода тепла от трущихся поверхностей (а при бурении в многолетнемерзлых породах -- малой теплоемкостью и небольшой теплопроводностью для предотвращения их растепления);

з) нейтрализовать те компоненты разбуриваемых пород и пластовых жидкостей, которые могут вызвать коррозию труб и оборудования или быть сильно токсичными;

и) допускать проведение геофизических исследований в скважине;

к) содержать в основном недефицитные и недорогие материалы.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Промывочная жидкость, как правило, состоит из сплошной, дисперсионной среды, равномерно распределенной в ней дисперсной фазы и небольших количеств химических реагентов, служащих для регулирования тех или иных свойств.

Назначение дисперсионной среды -- равномерное распределение частиц дисперсной фазы во всем объеме промывочной жидкости; растворение химических реагентов, которые используются для регулирования свойств жидкости; передача гидравлической энергии от источника на дневной поверхности к забою и давления на стенки скважины и забой; отвод тепла от трущихся поверхностей и смазка их.

Дисперсная фаза обычно состоит из двух или более компонентов. Важнейшим компонентом ее является небольшое количество коллоидного материала, необходимого для обеспечения стабильности промывочной жидкости, способности удерживать в покое во взвешенном состоянии грубодисперсные частицы более тяжелых или более легких материалов, чем дисперсионная среда, кольматировать поры и микротрещины в породе. Вторым компонентом дисперсной фазы служат тонкие частицы тяжелых (например, глина, мел, барит и т. п.) или легких (например, воздух) материалов, используемых для придания пормывочной жидкости необходимой плотности, регулирования давления, передаваемого ею на стенки скважины, а также для придания способности закупоривать крупные поровые каналы и трещины. В качестве третьего компонента используют сравнительно небольшие количества веществ, улучшающих смазочную способность промывочной жидкости.

По составу дисперсионной среды промывочные жидкости можно подразделить на три группы: жидкости на водной основе; жидкости на углеводородной основе; газы и газожидкостные смеси. Каждую из групп, в свою очередь, можно подразделить на подгруппы и виды в зависимости от состава дисперсной фазы, способа получения ее коллоидной фракции, состава химических веществ, используемых для обработки жидкости, и т. д. (рис. 7.1).

Промывочные жидкости на водной основе могут быть как не-эмульгированными, так и эмульсиями типа «масло в воде». В последнем случае их называют нефтеэмульсионными.

СВОЙСТВА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Плотность -- это масса единицы объема. Она влияет на давление, которое столб жидкости создает на стенки скважины, а также на гидравлические потери при турбулентном течении. На буровых плотность промывочной жидкости измеряют с помощью рычажных весов или ареометра. В стакан 3 ареометра (рис. 7.2) наливают промывочную жидкость так, чтобы уровень ее оказался у сливных отверстий; стакан соединяют с поплавком 2; ареометр обмывают чистой водой и опускают в сосуд 4 с чистой пресной водой. По отметке шкалы 1 против уровня воды определяют относительную плотность

с_о=с_п/с_в, (7.1)

где с_п -- плотность промывочной жидкости, кг/м³; плотность пресной воды с_в =1000 кг/м³.

Подвижность. Для оперативной качественной оценки подвижности промывочной жидкости на буровой используют очень простой воронкообразный прибор--полевой вискозиметр ПВ-5 (рис. 7.3). Измеренную таким прибором величину называют условной вязкостью УВ. Под условной вязкостью понимают продолжительность истечения 500 см³ тщательно перемешанной промывочной жидкости через калиброванную трубку с внутренним диаметром 5 мм и длиной 100 мм прибора ПВ-5, в который налито 700 см³ ее. При комнатной температуре 500 см³ чистой пресной воды вытекают из прибора за 15 с. Чем больше условная вязкость, тем труднее прокачивать промывочную жидкость и удалять из нее частицы разбуренной породы и газа.

Для количественного описания течения промывочных жидкостей используют разные реологические модели (§ 9.1). В данном учебнике принята модель вязкопластичного тела. Для определения реологических характеристик используют ротационные вискозиметры.

Простейший ротационный вискозиметр (рис. 7.4) состоит из стакана 1, в который наливают исследуемую жидкость; наружного цилиндра 2, приводимого во вращение через редуктор 10 и вариатор 11 от электродвигателя 12; внутреннего цилиндра 3, подвешенного с помощью полого стержня 4 и подшипника качения 6 на кронштейне 9; калиброванной пружины 5, один конец которой прикреплен к кронштейну 9, а другой--к полому стержню 4;

стрелки-указателя 8. На полом стержне 4 укреплена шкала 7 в виде легкого диска, разделенного на 360°. В нижнем днище внутреннего цилиндра 3 имеется небольшое углубление, в котором скапливается воздух при заполнении зазора между цилиндрами исследуемой жидкостью. Благодаря этому практически полностью исключается трение между нижним торцом цилиндра 3 и жидкостью. Радиальный зазор между цилиндрами 2 и 3 обычно не превышает 1,5 мм. В более сложных конструкциях имеются нагревательные устройства, аппаратура для контроля температуры жидкости и поддержания стабильности ее во времени.

Чтобы определить реологические характеристики, по шкале прибора фиксируют начальное положение внутреннего цилиндра ц_о, наливают в стакан 1 исследуемую промывочную жидкость так, чтобы уровень ее был у верхнего днища внутреннего цилиндра 3, и включают электродвигатель 12. При вращении наружного цилиндра вместе с ним будет вращаться жидкость, перетекшая из стакана 1 в зазор между цилиндрами 2 и 3. Благодаря силам трения вращение жидкости передается внутреннему цилиндру; последний, поворачиваясь, будет закручивать пружину 5 до тех пор, пока момент вращения, передаваемый вращающейся жидкостью внутреннему цилиндру, не будет уравновешен моментом сопротивления пружины.

При достижении равенства моментов поворачивание внутреннего цилиндра прекратится, он займет новое стабильное при данной скорости вращения наружного цилиндра положение. Этому положению соответствует показание по шкале прибора ц₁ . Затем изменяют угловую скорость наружного цилиндра и, спустя некоторое время, фиксируют по шкале стабильное показание ц₂ , соответствующее новой угловой скорости наружного цилиндра. По результатам измерений строят график в координатах: скорость сдвига dv/dr (по оси абсцисс) -- напряжение ф (по оси ординат) (рис. 7.5). Величины dv/dr и ф вычисляют по формулам

(7.2)

Рис. 7.2. Ареометр

Рис. 7.3. Воронкообразный вискозиметр ПВ-5:

а -- вискозиметр; б -- мерная кружка; 1 -- объем 200 см³; 2 -- объем 500 см³

Рис. 7.4. Схема ротационного вискозиметра

Рис. 7.5. Зависимость между касательным напряжением и скоростью сдвига для вязкопластичных тел

ф = k_ц (ц_Я - ц₀), (7.3)

где щ --угловая скорость наружного цилиндра, рад/с; r_н и r_в-- внутренний радиус наружного и наружный радиус внутреннего цилиндров, м; k_ц -- постоянная прибора, Па/градус,

k_ц = (7.4)

ц_Я -- показание шкалы прибора при угловой скорости щ_Я, градус; M_ц -- крутящий момент, необходимый для закручивания пружины на 1 градус, Н * м/градус; он зависит от жесткости калиброванной пружины.

При ламинарном течении вязкопластичной жидкости все результаты измерений ложатся на прямую, которая при dv/dr =0 отсекает на оси ординат отрезок, численно равный динамическому напряжению сдвига ф_о; тангенс угла наклона этой прямой к оси абсцисс численно равен пластической вязкости з жидкости.

Тиксотропные свойства. Тиксотропией называют способность суспензии застудневать в покое и вновь превращаться в легко подвижную жидкость при перемешивании. Прочность образующейся в суспензии в покое структуры принято называть статическим напряжением сдвига (СНС). СНС -- это то напряжение, которое нужно создать, чтобы разрушить структуру и восстановить текучесть системы. В покое прочность структуры растет во времени, асимптотически приближаясь к верхнему пределу. В бурении принято характеризовать промывочную жидкость двумя значениями статического напряжения сдвига: начальным и₁, которое измеряют спустя 1 мин покоя после интенсивного перемешивания, и вторым и₁₀, которое измеряют после 10-мин покоя. Измеряют статическое напряжение сдвига с помощью ротационного прибора (см. рис. 7.4) при частоте вращения наружного цилиндра 0,2 об/мин:

и= k_ц (ц₁ - ц₀ ), (7.5)

где ц₁ -- показание по шкале прибора в момент разрушения структуры, градус; ц₀ -- начальное показание прибора перед наливом промывочной жидкости в стакан, градус; К ц -- постоянная прибора, Па/градус.

О степени тиксотропности можно судить по разности и₁₀ -- и₁: чем больше эта разность, тем тиксотропнее суспензия. Для бурения в большинстве случаев желательно применять малотиксотропные жидкости, в которых 6i достаточно для удержания во взвешенном состоянии в покое тяжелых твердых частиц, в том числе частиц разбуренных пород.

Фильтрационные свойства. В любой промывочной жидкости всегда содержится значительное количество свободной дисперсионной среды, которая ни физически, ни химически не связана с дисперсной фазой. Если такая жидкость вступает в контакт с проницаемой породой, а давление в скважине больше пластового в породе, промывочная жидкость стремится проникнуть по поровым каналам и трещинам в глубь породы. Так как размеры основной массы частиц дисперсной фазы близки к размерам поровых каналов или превышают их, большинство частиц задерживается на поверхности проницаемой породы или проникает в последнюю на несколько миллиметров; в глубь же породы проникает часть свободной дисперсионной среды и небольшое количество самых тонкодисперсных частиц твердой фазы. Из частиц дисперсной фазы, задержавшихся на поверхности проницаемой породы, формируется фильтрационная корка. Проницаемость корки уменьшается по мере роста ее толщины. Проницаемость тем меньше, чем больше содержание частиц коллоидных фракций и других тонкодисперсных частиц. По мере снижения проницаемости корки уменьшается скорость отфильтровывания свободной дисперсионной среды в породу.

Обычно фильтрационные свойства измеряют в статических (т. е. без перемешивания жидкости) условиях в специальных фильтр-прессах. Простейший из них показан на рис. 7.6. В стакан 5 с решеткой 4, на которую предварительно положен стандартный фильтр 3, плотно закрытый обрезиненным клапаном 2, наливают доверху промывочную жидкость 6; на стакан навинчивают пустотелый цилиндр 8, который частично заполняют машинным маслом; в цилиндр вставляют плунжер 10 с грузом 9 и шкалой и регулируют его положение так, чтобы нулевое деление шкалы совпало с отсчетной риской на верхнем конце цилиндра 8, осторожно выпуская для этого избыток масла через игольчатый вентиль 7. В момент установки плунжера в нулевое положение игольчатый вентиль закрывают; затем поворотом винта 1 открывают клапан 2 и одновременно включают секундомер. По шкале прибора фиксируют объем фильтрата, выделившегося в чашечку 11 за разные промежутки времени от начала измерения: через 1, 2, 5, 10 и 30 мин. По результатам измерения строят кривую в координатах «объем фильтрата в см³ -- квадратный корень из времени от начала измерения». Прямолинейный участок этой кривой экстраполируют до пересечения с осью «объем фильтрата».

Рис. 7.6. Прибор ВМ-6 для измерения фильтратоотдачи при обычной температуре

Одна из характеристик фильтрационных свойств -- объем фильтрата, выделившегося за 30 мин измерения через стандартный фильтр при определенном перепаде давлений. Эту характеристику называют показателем фильтратоотдачи Ф_зо (в случае жидкостей на водной основе--просто водоотдачей). В СССР принято использовать бумажные фильтры диаметром 75 мм; перепад давлений на фильтр равен 0,1 МПа.

Вторая характеристика -- показатель мгновенной фильтратоотдачи Ф_о; ему соответствует точка пересечения прямолинейного участка построенной кривой с осью «объем фильтрата».

Третьей характеристикой служит толщина корки, отложившейся на фильтре за 30 мин измерения. Чем тоньше корка, тем меньше ее проницаемость и лучше коркообразующая способность. Показатель Ф_зо косвенно характеризует проницаемость корки: чем меньше Ф_зо, тем меньше проницаемость.

Показатель Ф_зо в статических условиях всегда существенно меньше, чем при течении промывочной жидкости. Это объясняется тем, что в покое проницаемость фильтрационной корки уменьшается по мере образования все новых ее слоев; со временем процесс отфильтровывания дисперсионной среды может вообще прекратиться. При движении же промывочной жидкости в какой-то момент наступает равновесие между отложением новых слоев корки и смывом их потоком жидкости, движущимся вдоль поверхности фильтра, и скорость отфильтровывания дисперсионной среды стабилизируется. Чем больше скорость течения, тем меньше толщина корки и ее фильтрационное сопротивление и тем выше при прочих равных условиях показатель фильтратоотдачи.

Водородный показатель рН -- это логарифм концентрации водородных ионов в фильтрате промывочной жидкости, взятый с противоположным знаком. Водородный показатель электрически нейтральной среды рН=7, щелочной среды 7 < рН ? 14, кислой рН<7. Водородный показатель имеет весьма важное значение для оценки качества промывочных жидкостей на водной основе. Так, некоторые виды химически обработанных жидкостей стабильны лишь в определенном диапазоне рН. При рН < 7 существенно интенсифицируется коррозия стальных труб, а при рН ? 10 -- труб из алюминиевых сплавов. Термостабильность высокомолекулярных реагентов значительно возрастает, если поддерживают оптимальное значение рН среды. По изменению рН промывочной жидкости можно судить о притоке в скважину минерализованных вод, вскрытии хемогенных пород, а иногда -- о возникновении осложнений.

Электрические свойства. Способность промывочной жидкости препятствовать протеканию электрического тока характеризуют величиной удельного сопротивления. Для оценки удельного сопротивления в промывочную жидкость погружают специальный зонд, состоящий из двух электродов; к электродам подводят разность потенциалов и измеряют силу протекающего тока. Удельное сопротивление

р_ом=(ДнF_э)/(l_Э, l_Э) (7.6)

где Дн -- разность потенциалов, В; F_Э -- площадь сечения электродов, м²; I_э -- сила тока, А; l_э -- расстояние между электродами, м.

Удельное сопротивление промывочной жидкости на водной основе уменьшается с увеличением степени ее минерализации и температуры и зависит от состава солей в водной среде. По изменению удельного сопротивления можно судить о поступлении в промывочную жидкость пластовых жидкостей с существенно отличной минерализацией и водорастворимых пород. Для успешного проведения геофизических исследований в скважине, основанных на измерении электрического сопротивления пород, удельное сопротивление промывочной жидкости должно быть не менее 0,8-- 1 Ом * м.

Промывочные жидкости на углеводородной основе считаются неэлектропроводными. Однако если в жидкость опустить два электрода и постепенно увеличивать разность потенциалов, то между электродами возникнет электрический разряд, когда разность потенциалов достигнет достаточно большой величины. Разность потенциалов, при которой возникает разряд, называют напряжением электропробоя. Напряжение электропробоя является важной характеристикой таких жидкостей.