Выбор конструкции поисковой скважины глубиной 2800 м на Северо-Демьяновской площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Физико-механические свойства горных пород

1.2 Давление и температура по разрезу скважины

1.3 Возможные осложнения при бурении скважины

2. Технико-технологический раздел

2.1 Выбор конструкции скважины

2.2 Выбор тампонажных материалов и буферных жидкостей

2.3 Расчет промежуточной колонны

2.4 Подготовка к спуску обсадной колонны

2.5 Расчет цементирования промежуточной колонны

2.6 Осложнения при цементировании обсадных колонн

3. Охрана труда и природы

3.1 Требования охраны труда к конструкции скважины

3.2 Воздействие аварийных ситуаций на природу

4. Организационно-экономический раздел

4.1 Организационная структура ООО «Лукойл-Бурение»

4.2 Технико-экономические показатели и анализ их выполнения

4.3 Экономические обоснование продолжительности строительства проектируемой скважин

4.4 Экономическое обоснование сметной стоимости строительства проектируемой скважины

4.5 Технико-экономические показатели

4.6 Выводы по расчету

4.7 Экология

Введение

Для заблаговременного, на много лет вперед обеспечения промышленности и сельского хозяйства России нефтью и газом, необходимо увеличивать объемы и улучшать качество поисково-разведочных работ. Одновременно с увеличением объемов работ по строительству скважин необходимо совершенствовать технику и технологию проводки скважин как вертикальных, так и наклонных.

С первых шагов развития современной буровой технологии инженеры пытались решить задачу создания призабойного привода, позволяющего транспортируемую гидравлическую или электрическую энергию легко преобразовывать в разрушающее воздействие на горную породу непосредственно на забое скважины, сведя наземный комплекс буровых машин к силовым энергетическим гидро- или электроустановкам. Первые попытки решения этой задачи связывались с использованием энергии потока очистного агента, закачиваемого в скважину промывочными насосами. Так, русский инженер В. Вольский в 1900 г. предложил использовать явление гидравлического удара, возникающего при резком перекрытии потока жидкости в трубопроводе, для создания призабойного гидроударника - генератора ударных импульсов, разрушающих горную породу на забое. Посредством разработанного им гидроударника в начале XX в. на Кавказе было пробурено несколько глубоких скважин. Простую конструкцию высокочастотного гидроударника в 1949 г. предложил американский инженер Бэссинджер. И хотя надежды изобретателей гидроударных машин не оправдались в полной мере - они не смогли заменить механические системы поверхностного привода, но эти машины позволили существенно интенсифицировать процесс разрушения породы на забое и положили начало современной технологии гидроударного бурения.

Позже появились и нашли широкое применение на практике аналогичные пневмоударные машины, использующие энергию сжатого воздуха при бурении скважин с продувкой.

В 1923 г. русский инженер Капелюшников разработал и внедрил принципиально новую конструкцию забойного двигателя, использующего кинетическую энергию потока промывочной жидкости - турбобур. Так возникло турбинное бурение, являющееся до настоящего времени одним из эффективных способов проходки нефтяных и газовых скважин большого диаметра в горных породах невысокой твердости.

Расширение круга задач, решаемых средствами бурения, привело к возникновению в последние 50 лет разнообразных специальных скважинных снарядов. Это снаряды направленного бурения, позволяющие изменять направление трассы скважины в процессе бурения; специальные пробоотборники: эжекторные и пакерные снаряды, формирующие замкнутый поток циркуляции промывочной жидкости на забое и улавливающие частицы разбуриваемой породы с целью повышения точности опробования; двойные и тройные колонковые трубы, изолирующие пробу от разрушающих воздействий.

Разработка некоторых буровых снарядов привела к радикальному изменению общей схемы технологического процесса бурения. Созданные в конце 60-х - начале 70-х годов снаряды со съемными керноприемниками позволили бурить скважины без подъема породоразрушающего инструмента на поверхность; при этом пробы вещества (керна) периодически поднимаются на поверхность с помощью керноприемника, транспортируемого внутри колонны бурильных труб.

В 70-е - 90-е годы в практику буровых работ вошел высокопроизводительный способ бурения с гидротранспортом керна.

В настоящее время техника и технология бурения позволяет решать разнообразные задачи разведки и освоения минеральных ресурсов.

Прежде всего это поиски и разведка месторождений. Обеспечиваемая современными средствами глубина бурения - рядовые поисково-разведочные скважины достигают глубины 2 ± 2,5 км -- соответствует тому пределу, при котором возможна добыча твердых полезных ископаемых современными средствами. В нефтяном бурении нередки глубины скважин 5 км и более. В России с 70-х годов ведется бурение серии сверхглубоких скважин, первая из которых - Кольская сверхглубокая - к 1992 г. достигла рекордной глубины 12263 м.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Физико-механические свойства горных пород

Физико-механические свойства горных пород приведены в таблице 1.

1.2 Давление и температура по разрезу скважины

Сведения о давлении и температуре по разрезу скважины приведены в таблице 2.

1.3 Возможные осложнения при бурении скважины

Сведения о поглощении бурового раствора приведены в таблице 3.

Таблица 1

Физико-механические свойства горных пород

Интервал, м	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, м2	Глинистость, %	Карбонат-ность, %	Твердость, кгс/мм2	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации
от	до
0	180	1,85	25-30	0,1-30	5-80	0-5	75-750	II -IV	Мягкая, средняя
180	450	1,85	25-30	0,001-0,02	5-90	0-5	280 - 750	III -IV	Средняя
450	520	2,30	20-25	0,001-0,1	5-90	2-90	280- 1000	III -IV	Средняя
520	830	2,00	20-25	0,001-0,1	5-90	2-90	280-1250	III-V	Средняя, твердая
830	1290	2,00	15-20	0,001-0,1	10-90	2-90	280-1250 .	III-V	Средняя, твердая
1290	1390	2,00	15-20	0,001-0,5	5-90	2-90	280-1250	III-V	Средняя, твердая
1390	1550	2,50	15-20	0,001-0,5	5-90	2-90	280-1250	III -V	Средняя, твердая
1550	1640	2,50	15-20	0,001-0,1	5-90	2-5	280 - 750	III -IV	Средняя
1640	1670	2,50	15-20	0,001-0,05	5-90	2-95	280-1500	III -VI	Средняя, твердая
1670	1725	2,50	20-25	0,001-0,05	5-90	5-85	280- 1500	III -VI	Средняя, твердая
1725	1895	2,50	15-20	0,01-0,05	5-90	5-85	280-1500	III -VI	Средняя, твердая
1895	1940	2,50	20-30	0,001-0,05	5-90	5-85	280-1500	III -VI	Средняя, твердая
1940	2010	2,15	10-15	0,001-0,03	10-90	5-10	280 - 750	III -IV	Средняя, твердая
2010	2190	2,50	5-15	0,001-0,03	5-90	5-85	560- 1500	IV -VI	Средняя, твердая
2190	2320	2,50	5-15	0,001-0,03	5-90	5-85	560-1500	IV -VI	Средняя, твердая
2320	2390	2,50	5-15	0,001-0,03	2-5	90-95	1500	V-VI	Средняя, твердая
2390	2490	2,50	5-15	0,01-0,2	5-85	5-90	560- 1500	IV -VI	Средняя, твердая
2490	2625	2,50	10-15	0,01-0,2	2-5	90-95	1500	V-VI	Средняя, твердая
2625	2675	2,69	1,4-2,32	0,001	5-85	5-90	560-1500	IV -VI	Средняя, твердая
2675	2800	2,65	0,4-23,0	до 3	2-5	90-95	560 - 1 500	V-VI	Средняя, твердая

Таблица 2 Давление и температура по разрезу скважины
Интервал, м	Градиент давления, кгс/см2	Температура в конце интервала, °С
	Пластового	Гидроразрыва горных пород	Горного
от	до	от	до	от	до	от	до
0	450		1,00		1,72		1,85	20
450	1290		0,95		1,76		1,96	34
475	490				1,00
570	620				1,00
830	930				1,00
1110	1140				1,00
1290	1640		1,03		1,80		2,05	41
1640	1859		0,98		1,86		2,11	50
1670	1770				1,15
1895	2190	1,00	1,03		1,90		2,15	60
2190	2675		1,05		1,95		2,22	78
2675	2800	0,98	1,05		1,97		2,24	83
2675	2800				1,15

Таблица 3

Поглощение бурового раствора

Интервал, м	Интенсивность поглощения, м3/ч	Расстояние от устья до статического уровня, м	Потеря циркуляции, да/нет	Градиент давления поглощения	Условия возникно-вения
от	до				При вскрытии	После изоляции
475	490	5-100	180	Да	1,00	--	При превышении забойного давления над пластовым более 7 -10%
570	620	6-30	100	Да	1,00	--
830	930	20- 100	160	Да	1,00	--
1110	1140	20-100	160	Да	1,00	--
1670	1770	4-30 частичное	90	Да	1,15	1,70
2675	2800	до 120	200	Нет	1,15	1,57

Данные об осыпях и обвалах сведены в таблицу 4.

Таблица 4

Осыпи и обвалы стенок скважины

Интервал, м	Буровые растворы	Дополнительные данные, влияющие на устойчивость пород	Время до начала осложнения	Мероприятия по ликвидации
от	до	Тип	Плотность, кг/м3
0	450	Полимербен-тонитовый	1110	Фильтрация не более 10 см3/30мин	15	Проработка и промывка
1390	1640	То же	1092	Фильтрация не более 6 см3/30мин	20	То же
1860	2010	То же	1092	Фильтрация не более 6 см3/30мин	20	То же
2655	2675	Полимербен-тонитовый калиевый	1092	Фильтрация не более 6 см3/30мин	15	То же

Интервалы возможного кавернообразования указаны в таблице 5

Таблица 5

Кавернообразование

Интервал, м	Вид осложнения	Условия возникновения
от	до
1920	1935	Кавернообразование	Разуплотнение пород
2665	2675	Кавернообразование	Разуплотнение пород

Сведения о прихватоопасных зонах представлены в таблице 6.

Интервалы возможных нефтегазопроявлений указаны в таблице 7.

Таблица 6 Прихватоопасные зоны
Интервал, м	Вид прихвата	Применяемый буровой раствор	Наличие ограничений на оставление инструмента без движения, Да/Нет	Условия возникновения при повышении водоотдачи
от	до		Тип	Плотность, кг/м3	Водоотдача, см3/ 30 мин	Смазывающие добавки
0	450	Заклинка	Полимербентонитовый	1100	10	ФК-2000	Да	> 10
1390	1640	Заклинка	Полимербентонитовый	1092	6	ФК-2000	Да	>6
1860	2010	Заклинка	Полимербентонитовый	1092	6	ФК-2000	Да	>6
2665	2675	Заклинка	Полимербентонитовый калиевый	1092	6	ФК-2000	Да	>6

Таблица 7

Нефтегазопроявления

Интервал, м	Вид флюида	Высота столба газа при ликвидации, м	Плотность смеси	Условия возникновения	Характер проявления
от	до			Недегазир.	Дегазир.
2675	2795	Нефть	1217	410		При снижении забойного давления ниже пластового более 10%	Пленка нефти

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Выбор конструкции скважины

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн и долот для бурения под каждую колонну, интервалах цементирования.

Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать:

- максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;

- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлении и давлений гидроразрыва (поглощения) пласте», прочности и устойчивости пород.

Башмак обсадной колонны, перекрывающей породы, склонные к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной технической колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины.

Для выбора количества обсадных колонн и глубины их спуска используют совмещенный график давлений, который можно построить по данным таблицы 2 «Давление и температура по разрезу скважины». Из таблицы выбираем величины эквивалентов градиентов давлений пластового kпл и гидроразрыва горных пород kгр. Под эквивалентом градиента давления понимают плотность такой жидкости, столб которой в скважине на глубине Нпл или Нгр создает давление равное пластовому рпл или давлению гидроразрыва ргр.

где g = 9,8 м/с2 - ускорение свободного падения;

Нпл и Нгр - глубина залегания пластов с давлениями соответственно рпл и ргр, м.

График строят в координатах глубина - эквивалент градиента давления. В каждом сечении скважины должно выполняться условие

рпл < ргс < ргр,

где ргс - гидростатическое давление столба бурового раствора, которое рассчитывают по формуле

ргc = бр·g·H,

где бр - плотность бурового раствора, кг/м3;

Н - высота столба жидкости в скважине, м.

Заменив величины давлений соответствующими эквивалентами градиентов давлений, получим неравенство в следующем виде

кпл < бр < кгр.

Нарушение первой части неравенства приведет к флюидопроявлению, второй части - к поглощению бурового раствора.

По данным таблицы 3 «Поглощения бурового раствора» на график наносим интервалы с низким давлением гидроразрыва горных пород.

График совмещенных давлений приведен на рисунке 1.

Заштрихованная область показывает допустимые величины плотности бурового раствора. На графике выделяются 3 зоны с различными условиями бурения, следовательно, в конструкции скважины будет 3 обсадные колонны: кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн - до глубины 280 м с установкой башмака колонны в устойчивых известняках; промежуточная колонна - для крепления и изоляции зон поглощений бурового раствора, несовместимых по условиям бурения с нижележащими продуктивными пластами - 850 м, башмак колонны располагается в устойчивых породах на границе мячковского и подольского горизонтов; эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины, для извлечения нефти на поверхность - 2520 м. Для улучшения условий вскрытия и разбуривания продуктивного пласта, из которого предполагается получение промышленного притока, сохранения коллекторских свойств эксплуатационную колонну предполагаем установить выше кровли этого горизонта. В этом случае состав и свойства бурового раствора можно выбрать только из условия обеспечения высокого качества вскрытия. Продуктивный пласт насыщен однородным флюидом и сложен устойчивыми породами в интервале 2520ч2650 м, поэтому конструкцию забоя выбираем в виде открытого ствола.

Из табл. 7.1 [1, стр. 128] принимаем трубы диаметром Dп=244,5 мм, у которых Dмп= 270 мм. Разность диаметров согласно [2, стр. 51] дп=30 мм.

Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:

Dдп = 270 + 30 = 300 мм.

Из табл. 3.1 [1, стр. 20 ч 22] выбираем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота Dдп = 295,3 мм.

Внутренний диаметр кондуктора:

dKB = 295,3 + 4 = 299 мм.

Вычисляем наружный диаметр кондуктора при толщине стенки sk - 12 мм:

DK = 299 + 2 · 12 = 323 мм

По табл. 7.1 [1, стр. 128] принимаем трубы диаметром DK = 323,9 мм, у которых Dмк = 351 мм. Разность диаметров по [2, стр. 51] дк = 35 мм

Диаметр долота для бурения под кондуктор:

Dдк =-351 + 35 = 386 мм.

Из табл. 3.1 [1, стр. 20 ч- 22] выбираем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота Dдк = 393,7 мм.

Согласно рекомендаций [2, стр. 52ч54] направления и кондукторы цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

- продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;.

- продуктивные горизонты, не подлежащие эксплуатации, в т.ч. с непромышленными запасами;

- истощенные горизонты;

- водоносные проницаемые горизонты;

- горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

- интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформации;

- интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 ч 300 м и 500м.

Проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна предусматривать:

- превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

- исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

- возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

Выбираем интервалы цементирования: кондуктор - до устья (0 ч 280 м), промежуточная колонна - до устья (180 ч 850 м); эксплуатационная колонна - выше башмака предыдущей колонны (700 ч 2520 м).

Результаты выбора и расчетов сводим в таблицу 7.

Таблица 7

Конструкция скважины

Наименование элемента конструкции скважины	Интервал установки, м	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм	Интервал цементирования, м
Кондуктор	0ч280	323,9	393,7	0ч280
Промежуточная колонна	0ч850	244,5	295,3	180ч850
Эксплуатационная колонна	0ч2520	168,3	215,9	700ч2520
Открытый ствол	2520ч2650	--	139,7	--
Цементный мост	2650ч2800	--	139,7	2650ч2800

Способы бурения интервалов скважины, а также рациональные типы долот, режимы бурения выбираются после бурения опорно-технологических скважин (ОТС), целью проводки которых является разработка наиболее эффективной технологии строительства скважин на новом месторождении.



Рисунок 1. Совмещенный график давлений

Ниже открытого ствола для отсечения подошвенных вод проектируем цементный мост от 2650м и до проектной глубины 2800 м.

Заказчик, то есть НГДУ, задает диаметр эксплуатационной колонны Dэ = 168,3 мм. В зависимости от него рассчитывают диаметры долот и обсадных колонн.

Вычисляем диаметр долота для бурения под открытый ствол, приняв толщину стенки эксплуатационной колонны sэ = 11 мм:

Dдф = DЭ-2·sЭ-Д,

где Д - разность диаметров между долотом и внутренней поверхностью обсадной колонны, обеспечивающая свободное прохождение долота внутри колонны, мм; Д = 4 ч 5 мм;

Dдф = 168,3-2·11-4= 142мм.

Из табл. 3.1 [1, стр. 20 ч 22] принимаем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота Dдф = 139,7 мм.

Рассчитываем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

DДЗ=Dмэ + 2 ·дэ1

где Dмэ - наружный диаметр наибольшего элемента обсадной колонны (муфты или раструба), мм.

Из табл. 7.1 [1, стр. 126 ч 127] диаметр муфт обсадных труб Dэ = 168 мм Dмэ = 188 мм. Согласно рекомендаций [2, стр. 51] дЭ = 20 мм.

Dдэ= 188 + 2·20 = 228 мм.

Из табл.. 3.1 [1, стр. 20ч22] принимаем ближайший стандартный диаметр долота Dдэ = 215,9мм.

Внутренний диаметр промежуточной колонны определяем из условия: dпв = Dдэ + Д = 215,9 + 4 = 220 мм

Определяем наружный диаметр промежуточной колонны при толщине стенки трубы s = 12 мм:

Dп = dпв + 2·sп = 220 + 2·12 = 244 мм

Основным критерием оценки эффективности являются эксплуатационные затраты на 1 м проходки, которые рассчитывают по формуле:

С = [(t + tсп + tпз)·Cв + Cд]/h, руб/м,

где t - время, затраченное на разрушение горных пород долотом до полной его отработки, ч;

tсп - время на выполнение спускоподъемных операций для замены изношенного долота на новое, ч;

tпз- время на подготовительно-заключительные работы, ч;

Св - стоимость одного часа работы буровой установки, руб/ч;

Сд - стоимость долота, руб;

h - проходка долота до полной отработки, м.

На основании опыта бурения скважин на данной площади принимаем для бурения на всех интервалах роторный способ бурения.

2.2 Выбор тампонажных материалов и буферных жидкостей

2.2.1 Цементирование кондуктора

Наибольшая температура в интервале 0ч280 м tз = 20 °С, поглощающие и напорные пласты с высоким давлением отсутствуют. Поэтому выбираем тампонажный материал обычной плотности на основе портландцемента для «холодных» скважин ПЦТ-50, у которого плотность сц = 3250 кг/м3, насыпная объемная масса гоцг = 1210, водоцементное отношение mоцг = 0,50.

Вычисляем плотность цементного раствора

где в = 1020 кг/м3 - плотность воды;

Для разделения бурового и цементного растворов и улучшения качества цементирования выбираем в качестве буферной жидкости техническую воду. Так как в цементируемом интервале присутствую породы склонные к осыпям и обвалам, то для понижения фильтрации обрабатываем воду карбоксиметилцеллюлозой (КМЦ) в количестве 1,5%. В этом случае плотность буферной жидкости рбуф = 1020 кг/м3.

2.2.2 Цементирование промежутоной колонны

Наибольшая температура в интервале 280 ч 850 м на забое скважины tз=24 °С, имеются поглощающие пласты, которые изолируют в процессе бурения. Поэтому выбираем для интервала 180ч670 м облегченный тампонажный материал ОЦГ плотностью Ц1 = 2068 кг/м3, насыпная объемная масса гОЦГ = 840 кг/м3, водоцементное отношение mОЦГ = 0,95. В интервале 180ч850 м портландцемент для «холодных» скважин ПЦТ-50, у которого плотность Ц2 = 3250 кг/м3, насыпная объемная масса гпцт = 1210 кг/м3, водоцементное отношение mпцт = 0,50.

Вычисляем плотность цементного раствора

Средневзвешанная плотность цементного раствора.

Так как данный интервал бурят с промывкой скважины аэрированной водой, буферную жидкость не применяем.

2.2.3 Цементирование эксплуатационной колонны

Наибольшая температура в интервале 850 ч 2520 м tз = 74 °С, имеются поглощающие пласты, которые изолируют в процессе бурения. Поэтому выбираем для интервала 700 ч 1830 м облегченный тампонажный материал ОЦГ плотностью Ц1 = 2250 кг/м3, насыпная объемная масса гОЦГ = 840 кг/м3, водоцементное отношение mОЦГ = 0,95. В интервале 1830ч2520 м выбираем портландцемента для «холодных» скважин ПЦТ-100, у которого плотность Ц2 = 3250 кг/м3, насыпная объемная масса гПЦТ = 1210 кг/м3, водоцементное отношение mПЦТ = 0,50.

Вычисляем плотность цементного раствора

Средневзвешенная плотность цементного раствора.

Для улучшения качества цементирования выбираем буферную жидкость, состоящую из воды обработанной МБП-С, плотность которой буф= 1020 кг/м3.

Результаты выбора и расчетов сводим в таблицу 8.

Таблица 8

Материалы для цементирования обсадных колонн

Элемент конструкции скважины	Интервал цементирования, м	Тип цемента	Плотность раствора, кг/м3	Насыпная объемная масса, кг/м3	Тип буферной жидкости	Плотн буф. жидк. кг/м3
Кондуктор	0 ч 180	ПЦТ-50	1880	1210	Вода	1020
Промежуточная колонна	180 ч 850	ОЦГ ПЦГ-50	1378 1880	840	--	--
Эксплуатационная колонна	700 ч 2520	ОЦГ ПЦТ-100	1417 1880	840 1210	Вода	1020

2.3 Расчет промежуточной колонны

Исходные данные.

Диаметр колонны DH = 244,5 мм.

Глубина спуска колонны L = 850 м.

Расстояние от устья до уровня жидкости в

колонне при поглощении Н =100м.

Плотность жидкости в колонне рж=1092кг/м3.

Расстояние от устья до уровня тампонажного

раствора за колонной h = 180 м.

Плотность бурового раствора рбр= 1020 кг/м3.

Средняя плотность тампонажного раствора рцр=1674 кг/м3.

Плотность опрессовочной жидкости рож = 1000 кг/м3.

Плотность нефти рн = 640 кг/м3.

Пластовое давление продуктивного горизонта рпп = 24,5 МПа.

Глубина залегания кровли пласта Нпл = 2520 м.

Коэффициент разгрузки цементного кольца к = 0,30.

Так как h = Н, выбираем расчетную схему III.

Определяем наружные избыточные давления для следующих характерных точек:

1)z = 0; pни1 = 9,8·бр·z·10-6; рни1 = 9,81·1020·0·10-6 = 0 МПа,

2) z = Н; рни2 = 9,8 ·бр·Н·10-6; рни2=9,8·1020·100·10-6=1 МПа,

3) z=h; рни3= 9,8·[бр ·h - ж·(h-Н)]·10-6;

рни3 = 9,8·[1020·180 - 1092·(180-100)]·10-6 = 0,9 МПа,

4) z=L; рни4=9,8 ·[(сцр - сж) ·L- (цр - бр)·h+сж·Н]·10-6·(1 - к);

рни4=9,8·[(1674-1092)·850-(1674-1020)·180+1092·100]·10-6·(1-0,30)=3,3 МПа.

где z - координата глубины, м.

Рисунок 2. Расчетные схемы эксплуатационной колонны

Определяем внутренние избыточные давления из условия испытания обсадной колонны на герметичность для следующих характерных точек

а) z = 0; рви1 = роп или рви1 = 1,1 ру.

Из таблицы 2.1 [6, стр. 16] для труб диаметром 244,5 мм роп = 9,0 МПа.

1,1·ру=1,1·(рпл-g·сн·Нпл·10-6)=1,1·(24,5-9,8·640·2520·10-6)=9,6 МПа;

Так как 9,0 < 9,6 принимаем рви1 = 9,6 МПа.

б) z=h; рви2= рви1 -9,8·(бр - н)·h·10-6;

рни2 = 9,6-9,8·(1020 - 640)·180·10-6 = 8,9 МПа,

в) z = L; рви3 = {рви1 - g·[(цр - ож)·L-(цр - бр)·h]·10-6}·(1 - к);

рви3 = (9,6 - 9,81·[(1674 - 1000)·850-(1674-1020)·180]·10-6}·(1 - 0,30) = 3,6 МПа;

По результатам расчетов строим эпюры наружных и внутренних избыточных давлений приняв масштаб по глубине в 1 см - 100 м; масштаб по давлению в 1 см 2 МПа (рисунок 3).

0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22

Рис.3. Эпюры наружных и внутренних избыточных давлений

а - эпюра наружных избыточных давлений; б - эпюра внутренних избыточных давлений

Выбираем для промежуточной колонны отечественные обсадные трубы с треугольной резьбой исполнения А.

Согласно рекомендаций [5, стр. 18ч20] выбираем величины коэффициентов запаса прочности при расчете:

а) на наружное избыточное давление nк = 1,0;

б) на внутреннее избыточное давление nв = 1,15;

в) на растяжение (страгивание) nс = 1,30.

Определяем допустимое наружное (критическое) давление для труб первой (нижней) секции

рдн1 = nк · рни2 = 1,0 · 1 = 1 МПа.

Из таблицы 7.5 [3, стр. 136 ч 137] находим, что этому давлению соответствуют трубы

из стали группы прочности Д;

с толщиной стенки д1 = 8,9 мм;

для которых критическое давление ркр1 = 12,4 МПа;

допустимое внутреннее давление рв1= 24,2 МПа;

допустимая растягивающая нагрузка Рст1 = 2490 кН;

вес одного метра трубы с учетом муфты q1 = 0,526 кН/м.

Определяем длину первой секции из расчета на растяжение

L1=(Pст1/nc)/q1,

L1 = (2490/1,30)/0,526 = 3641 м.

Принимаем L1 = Нп =850 м.

Проверяем трубы первой секции на соответствие внутреннему избыточному давлению. Верхняя труба первой секции находится на устье скважины. Внутреннее давление в этом сечении рви1 = 20,5 МПа. Рассчитываем коэффициент запаса прочности на внутреннее давление

nв = рв1/рви1 = 24,2/,9,6 = 2,5 > 1,45.

Рассчитываем вес секции

Q1 = 0,526-850 = 447 кН.

Таблица 9

Результаты расчетов

Номер секции снизу вверх	Диаметр секции, мм	Толщина стенки, мм	Группа прочности материала труб	Интервал установки труб, м	Длина секции, м	Вес 1 м труб, кН/м	Вес секции, кН
1	244,5	8,9	Д	0ч850	850	0,526	563
Всего	0ч850	850	--	563

2.4 Подготовка к спуску обсадной колонны

Перед спуском каждую обсадную трубу шаблонируют жестким двойным шаблоном соответствующего размера. Трубы через которые шаблон не проходит, бракуют, так как они имеют увеличенную овальность, и заменяют новыми из резерва, имеющегося на буровой.

К моменту начала спуска колонны на буровой должен быть подготовлен нижний участок ее, включающий, как правило, башмак с направляющей пробкой и башмачный патрубок.

Башмачный патрубок представляет собой отрезок обсадной трубы, в котором прорезано несколько отверстий для прохода жидкости. Отверстия располагаются по винтовой линии. На обоих концах патрубка нарезана присоединительная резьба.

Башмак - это толстостенное кольцо, навинчиваемое на нижний конец башмачного патрубка. Его применяют, чтобы увеличить прочность нижнего конца обсадной колонны и защитить последний от повреждения при посадке на уступы в стволе скважины.

Направляющая пробка представляет собой легко разбуриваемую деталь обтекаемой формы с отверстиями для прохода жидкости. Назначение пробки - уменьшить сопротивление движению колонны при спуске в скважину.

На верхний конец башмачного патрубка навинчивают муфту, с которой соединяют первую обсадную трубу. На верхний конец первой трубы навинчивают обратный клапан. Сверху к клапану крепят вторую трубу. Между второй и третьей трубами устанавливают удлиненную муфту и в ней крепят упорное кольцо (стоп-кольцо), если функции этого кольца не может выполнить обратный клапан. При спуске колонны нижние пять - десять муфт приваривают к трубам прерывистым швом, чтобы исключить возможность отвинчивания их.

Если колонна оборудована обратным клапаном, в нее во избежание смятия обсадных труб периодически приходится доливать промывочную жидкость. Обычно это делают после спуска каждых 300 - 400 м труб, а иногда и чаще.

Чтобы исключить необходимость долива колонны, уменьшить величину возникающего гидродинамического давления и ускорить спуск обсадных труб, применяют обратные клапаны дифференциального типа, которые в период спуска создают ограниченное сопротивление поступлению промывочной жидкости из скважины внутрь колонны через дроссель.

При спуске длинных колонн промывочная жидкость в скважине может оказаться разгазированной. Чтобы удалить из скважины газированный раствор и шлам, приходится делать промежуточные промывки после спуска каждых 500 - 800 м труб. Промывку ведут в течение одного цикла циркуляции для данной глубины спуска, а при сильном газировании раствора - до полного удаления газа из него.

По окончании спуска всей колонны скважину, как правило, промывают в течение одного - двух циклов. Восстанавливать циркуляцию во избежание возникновения поглощения всегда следует с малой скоростью, увеличивать подачу насосов целесообразно только после разрушения тиксотропной структуры в промывочной жидкости. Если конструкция обсадной колонны и оборудование устья позволяют, перед восстановлением промывки желательно вращать колонну с небольшой скоростью. Это облегчит разрушение структуры и уменьшит опасность возникновения поглощения.

При докреплении резьбового соединения машинными ключами необходимо контролировать крутящий момент. Для этого механический ключ должен быть оснащен моментомером. При свинчивании с недостаточным моментом не достигаются необходимые прочность и герметичность соединения; если же момент при докреплении чрезмерно велик, можно разорвать муфту или смять конец трубы. В таблице 10 приведены значения крутящих моментов для муфтовых соединений труб с резьбой треугольного профиля, рекомендованные АНИ.

Таблица 10

Наружный диаметр труб, мм	Крутящий момент, Н·м
	минимальный	оптимальный	максимальный
114,3	1370	1670	2160
139,7	2750	3630	5400
168,3	3230	4300	6460
177,8	3820	5200	7750
193,7	3820	5200	7750
219,1	4200	5600	8250
244,5	4700	6350	9500
273,0	6000	6630	9900

Спуск длинных колонн часто занимает 2 - 3 сут. За время спуска в нижней части скважины могут возникнуть обвалы, газопроявления. Чтобы сократить время, в течение которого нижняя часть скважины остается без промывки, и ускорить крепление ее, длинные промежуточные колонны нередко спускают в два-три приема. Сначала спускают участок колонны, длина которого, как правило, достаточна для перекрытия всего открытого ствола. Верхний конец его располагают в предыдущей колонне, чтобы облегчить соединение участков. Если длина открытого ствола велика и крепить его приходится в два приема, верхний конец нижнего участка следует размещать против устойчивых пород, на участке ствола с номинальным диаметром.

2.5 Расчет цементирования промежуточной колонны

Исходные данные.

Колонна одноступенчатая.

Глубина спуска колонны L= 850 м

Диаметр промежуточной колонны Dн=244,5 мм

Толщина стенки первой (снизу) секции д1 = 8,9 мм

Диаметр долота Dд = 295,3 мм

Высота подъема тампонажного раствора за колонной Нцр = 670 м

Расстояние от устья до границы цементных растворов Нгц = 750 м

Плотность облегченного цементного раствора ОЦГ = 1378 кг/м3

Плотность цементного раствора ПЦТ = 1880 кг/м3

Водоцементное отношение облегченного раствора mОЦГ= 0,95

Водоцементное отношение цементного раствора mПЦТ= 0,50

Глубина спуска предыдущей колонны Нпк= 280 м

Внутренний диаметр предыдущей колонны Dпв = 305 мм

Глубина залегания подошвы слабого пласта Нгр = 620 м

Давление гидроразрыва слабого пласта ргр = 10,3 МПа

Плотность бурового раствора сбр = 1020 кг/м3

Коэффициент уширения ствола скважины ку = 1,07

Высота цементного стакана hст =20 м

Температура на забое скважины hст =20 м

Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора

VОЦГ = 0,785·[(Dпв2 - Dн2)·H1+(Dс2 - Dн2)·H2],

VПЦТ= 0,785·[(Dс2 - Dн2)·HПЦТ+d12 ·hст],

где H1 - высота облегченного цемента в обсаженной части ствола, м;

Н2 - высота облегченного цемента в открытом стволе, м;

Dc - диаметр скважины, м;

НПЦТ - высота портландцемента в затрубном пространстве, м;

d1 - внутренний диаметр первой секции эксплуатационной колонны, м;

НПЦТ = L - Нгц = 850-750=100 м;

H2 = L-Hпк-НПЦТ = 850-280-100 = 470 м;

H1 = Нцр - H2 - НПЦТ = 670 - 470 - 100 = 100 м;

Dc = ky·Dд = 1,07·295,3·10-3 = 0,316 м;

d1 = (Dн - 2·д1)·10-3 = (244,5 - 2·8,9)·10-3 = 0,227 м,

тогда

VОЦГ=0,785·[(0,3052-0,24452)·100+(0,3162-0,24452)·470]=17,3 м3.

VПЦТ=0,785·[(0,3162-0,24452)·100+0,24452·20]=3,9 м3.

Рассчитываем массу тампонажного цемента по формуле

где 1,05 - коэффициент, учитывающий потери смесей при погрузо-разгрузочных работах;

Определяем объем воды для затворения тампонажного цемента

Vв=1,1·mвц·G,

где 1,1 - коэффициент резерва жидкости затворения;

VОЦГ=1,1·0,95·12,8=13,4

VПЦТ=1,1·0,50·5,1=2,8

VB= VОЦГ +VПЦТ =13,4+2,8 = 16,2 м3.

Находим объем продавочного раствора

Vnp = 0,785·dcp2 ·(L - hст)·kc,

где dcp - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м;

кс = 1,02 ч 1,04 - коэффициент сжимаемости жидкости за счет газа, принимаем кс = 1,02.

Vnp = 0,785·0,2272·(850 - 20)·1,02 = 34,2 м3.

Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока цементного раствора в затрубном пространстве vв = 1,5 м/с и определяем подачу насосов цементировочных агрегатов (ЦА) для обеспечения данной скорости по формуле

Q = Fзатр·vв,

где Fзатр - площадь сечения затрубного пространства, м2;

Q=0,0304·1,5·1000=45,6 дм3/с

Вычисляем допустимую подачу ЦА из условия предотвращения гидроразрыва слабого пласта

где кп - коэффициент снижения давления из условия предотвращения поглощения; принимаем kn= 1,02.

Dcp - средневзвешенный диаметр ствола скважины, см;

лцр - коэффициент гидравлических сопротивлений для тампонажного раствора;

Согласно рекомендаций на стр. 261 принимаем коэффициенты гидравлических сопротивлений для цементного раствора лцр = 0,035, для бурового раствора лбр = 0,020.

Вычисляем допустимую подачу ЦА

Так как Q' < Q (78,4 < 45,6 дм3/с), можем прокачивать жидкости с подачей Q = 45,6 м3/с.

Определяем максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования

рк = рр + ртр + рзатр,

где рр - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования МПа;

ртр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах МПа;

рзатр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве МПа.

Для продавливания цементного раствора принимаем буровой раствор, тогда пр = бр = 1020 кг/м3.

рр =0,01·(Нцр - hст)·(ср.цр - пр);

рр = 9,8·(670 - 20)·(1453 - 1,02)·10-6 = 9,26 МПа.

Определяем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах.

Определяем давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве

Максимальное давление в конце цементирования

рк = 9,26 + 0,05 + 0,76 = 10,07 МПа.

В соответствии с Q = 45,6 м3/с и рк = 10,07 МПа выбираем для приготовления и закачивания цементного раствора агрегаты ЦА-320М с диаметром втулок 127 мм. В этом случае на III передаче насос агрегата может создавать давление рIII = 10,0 МПа при производительности qIII = 8,1 дм3/с.

Определяем необходимое число ЦА

n= Q/qIII + 1 = 45,6/8,1 + 1 = 6,6

Принимаем 8 агрегатов ЦА-320М.

Рассчитываем необходимое число цементосмесительных машин 2СМН-20 в зависимости от массы цемента, его насыпной объемной массы (для портландцемента гпцт=1210 кг/м3, для облегченного цемента гоцг=840 кг/м3) и вместимости бункера Vбун = 14,5 м3

Для размещения и приготовления раствора из ПЦТ

Принимаем m1 = 1; по 5,1т цемента ПЦТ в каждой машине.

Для размещения и приготовления раствора из ОЦГ

Принимаем m2=2, в каждую цементосмесительную машину будет загружено по 6,4 т смеси ОЦГ.

Для приготовления и закачивания тампонажного раствора из ОЦГ необходимо nоцг = 2 · m2 = 2 · 2 = 4 ЦА, которые будут работать с производительностью qIV=12,28 дм3.

Так как количество цементосмесительных машин для приготовления тампонажного раствора из ПЦТ m1 = 1, и на каждую машину потребуется два агрегата ЦА-320М то общее количество ЦА данного типа для затворения и закачивания раствора nпцт = 2 · m1 = 2 · 1 = 2. При подаче на IV скорости qIV=10,7 дм3/с. Гидравлические сопротивления при закачивании цементного раствора будут незначительными.

Закачивание 0,98 объема продавочного раствора будут осуществлять nпр1 = 7 ЦА при подаче qIII = 7,01 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом (nпр2 = 1) при подаче qII = 4,3 дм3/с.

Определяем продолжительность цементирования эксплуатационной колонны

Для цементирования обсадной колонны необходимо принять цементный раствор, характеризующийся началом загустевания

t3 = tц /0,75 = 33,16/0,75 = 44,2 мин.

Таблица 11

Результаты расчетов приведены в таблицу 11.

Наименование	Единица измерения	Количество
Объем тампонажного раствора из ПЦТ	м3	3,9
Объем тампонажного раствора из ОЦГ	м3	17,3
Количество сухой смеси ТПЦГ	т	5,1
Количество сухой смеси ОЦГ	Т	12,8
Количество воды затворения	м3	16,2
Объем продавочного раствор	м3	34,2
Число цементировочных агрегатов ЦА-320М	шт	8
Число цементосмесительных машин 2СМН-20	шт	3
Продолжительность цементирования	мин	33,16

2.6 Осложнения при цементировании обсадных колонн

Успешность цементировочных работ в скважинах определяется геологическими и техническими факторами. Степень влияния этих факторов, интенсивность и характер их проявления весьма разнообразны даже в условиях одного и того же месторождения. Поэтому цементировочные работы должны осуществляться по возможности на основе тщательного анализа материала предшествующих геолого-геофизических, технических и эксплуатационных обследований скважин.

Осложнения, наблюдающиеся при цементировочных работах, часто приводят к неудовлетворительным результатам и, как правило, к негерметичности цементного кольца в затрубном пространстве, нарушениям колонн, а иногда к авариям. Проведение комплекса геофизических работ -- замер забойных температур, снятие кавернограммы, осведомленность о глинистой корке и т. д., дает приемлемое представление об условиях проведения цементировочных работ.

При цементировании скважин, в первую очередь глубоких, высокотемпературных, осложнения объясняются в основном недостаточной или неправильной подготовкой ствола скважины, глинистого раствора, обсадных труб; неудовлетворительной подготовкой цементировочных и цементосмесительных машин, соединительных узлов, цементировочной головки, пробки и т. д.; неправильным выбором или плохой подготовкой цемента и цементного раствора; недостаточно четкой организацией работ при проведении процесса цементирования.

При установке мостов осложнения (или безрезультатность работ, что тоже является „осложнением) можно объяснить недостаточной прочностью и плотностью камня, неправильным расчетом количества продавочной жидкости и т. д.

При двухступенчатых цементировках осложнения часты из-за неполадок с муфтами, оголения башмаков и т. д.

Осложнения, связанные с подготовкой ствола скважины.

При недостаточно тщательной и несвоевременной проработке ствола скважины или при ее отсутствии на стенках скважины имеются или образуются места посадок, а при недоброкачественном глинистом растворе отлагается глинистая корка с налипшим шламом.

Перед спуском колонны сужение ствола скважины может препятствовать благоприятному доведению колонны до забоя. Колонна может оказаться прихваченной.

В настоящее время могут быть отмечены следующие основные причины прихвата обсадных колонн: сужение ствола скважины; загрязненность ствола скважины вследствие недостаточной его промывки; прилипание обсадной колонны; гидростатическое давление промывочной жидкости; обвалы пород.

Прихват обсадной колонны вследствие прилипания (при влиянии гидростатического давления) происходит в основном при оставлении колонны в скважине без движения. Для его предотвращения и профилактики нельзя оставлять колонну обсадных труб без движения, а в промывочную жидкость следует вводить различные вещества, имеющие «смазочные свойства».

Основная причина прихватов обсадных колонн -- недостаточная очистка ствола скважины от выбуренной породы вследствие уменьшения количества закачиваемой промывочной жидкости по мере увеличения глубины скважины.

При эксцентричном расположении колонны даже при высоких скоростях подъема цементного раствора большая часть глинистого раствора остается невытесненной. Качество цементировочных работ при этом низкое, и имеется возможность движения вод к продуктивным пластам. При рыхлой толстой глинистой корке доброкачественное разобщение пластов мало -вероятно, между стенкой скважины и цементным, камнем имеется значительный по толщине участок непрочного, подвижного материала, который может заместиться водой. Для предупреждения связанных с сужением ствола осложнений необходимо тщательно прорабатывать ствол скважины перед спуском обсадной колонны. Целесообразно, чтобы скорость движения раствора при этом была более 1 м/сек, вязкость глинистого раствора не превышала 50 сек, а статическое напряжение сдвига за 10 мин было бы не выше 130--17С мГ/см2. Во многих случаях целесообразно и даже необходимо шаблонировать ствол инструментом с жесткой компоновкой.

Неправильный учет объема каверн может быть причиной недоподъема или переподъема цементного раствора, следствием чего в первом случае является оставление неперекрытыми нескольких горизонтов, а во втором -- повышение давления при прокачивании цементного раствора.

Для обеспечения равномерного распределения цементного раствора обсадную колонну необходимо центрировать.

Подготовка тампонажных растворов, их приготовление, особенности применения

Если в неосложненных скважинах относительно небольшой глубины процесс цементирования осуществляется затворением чистого тампонажного цемента водой, не обработанной химическими реагентами, то этот же процесс при повышении забойных температур и давлений требует исключительного внимания к соблюдению всех условий, поставленных соответствующей промысловой лабораторией или лабораторией отраслевого научно-исследовательского института.

Основные из особенностей -- это установление соответствия рецептуры наполнителей, активных добавок и химических реагентов, используемых в большом количестве на практике тем рецептурам растворов, которые разработаны (подобраны) в лаборатории.

Увеличение глубин, рост температур и давлений, отсутствие специальных цементе приводит к необходимости усложнения рецептур тампонажных растворов. Однако во всех случаях следует стремиться к приготовлению наиболее простых, удобных для использования смесей.

В настоящее время цементирующие материалы по срокам (началу и концу) схватывания их растворов выбираются при условии фактического, создаваемого столбом промывочной жидкости, давления и по статической или динамической температуре пород на забое скважин.

При подборе вяжущих веществ по срокам схватывания их растворов процесс цементирования скважины ставится в весьма жесткие условия, так как при высоких температурах пород на забое срок начала схватывания небольшой. Скважину следует цементировать на форсированных режимах, которые часто являются причиной возникновения поглощения раствора. При неполадках, затягивающих процесс, раствор может преждевременно схватиться.

При цементировании следует подбирать материалы, сообразуясь с конкретными условиями каждой скважины. Каждая партия цементирующих материалов, предназначенная для крепления конкретной скважины, должна быть проверена при забойных условиях. Должны быть подобраны рекомендованные смеси при том составе и тех материалах, которые будут использованы на конкретной скважине.

Перед отправкой на буровую или перед заполнением бункеров цементосмесительных машин (СМИ) лежалые цементы должны быть просеяны для удаления из них слежавшегося цемента - кусков. Загрязненный различными посторонними предметами (гравий, обломки досок, бумага и др.) цемент следует обязательно просеивать. При использовании смесей цементирующих материалов с песком (кварцевым и гематитовым), глиной, опокой и др. необходимо их тщательно смешивать.

При изготовлении смеси нельзя использовать песок, глину, опоку повышенной влажности (примерно более 3%) для предупреждения образования комков в бункерах, наличие которых в смеси вяжущих веществ может вывести из строя СМИ и сорвать операцию по цементированию.

Известно, что чем дольше пребывает цемент в бункерах, тем {особенно в весенне-осенне-зимний период) он больше спрессовывается, а при его подаче шнеки выходят из строя: перерезаются шпонки, моторы бункеров работают при повышенных нагрузках и т. д.

При выгрузке слежавшегося цементного порошка из цементосмесительных машин в них образуются своды обрушения, которые затрудняют процесс работы: появляется необходимость обрушения конусов и регулирования удельного веса цементного раствора, так как неравномерная подача цемента способствует резким колебаниям удельного веса раствора. Наиболее часто «зависания» цементных смесей наблюдаются, когда в них введены влажные водопотребные добавки типа бентонитовой глины и особенно вспученного перлита. При введении больших количеств КМЦ (до 1 % и более) в цементные (и особенно цементно-бентонитовые) растворы создается впечатление их преждевременного схватывания. Однако при дальнейшем перемешивании вязкость падает, раствор разжижается, но не всегда в достаточной мере.

В связи с тем, что иногда (особенно зимой) нет условий для растворения КМЦ у буровой, для ускорения растворения ее засыпают в приемные емкости агрегатов и «разбивают» водой, подаваемой насосом агрегата под давлением. Однако (особенно при большом количестве) замедлитель полностью не растворяется. При затворении цемента водой с неполностью и неравномерно растворенной КМЦ консистенция и вязкость выходящего раствора изменяются в широких пределах, что приводит к получению плохо прокачиваемых пачек раствора или запрессовыванию смесительной камеры бункера. Раствор, выходя в приемный чан, подается пачками, с переливом или недостатком его.

При приготовлении цементно-бентонитовых растворов необходимо следить за подачей смеси в бункер и обрушать возникающие, в бункере конусы. При обрушении материала возможна запрессовка смесительной камеры, повышение вязкости раствора и увеличение давления при прокачке.

Использование в качестве замедлителя ССБ в больших количествах (примерно более 0,4--0,5%) способствует:

а) пенообразованию, ухудшающему условия проведения цементирования, и выпадению в приемном чане песка и утяжелителя при применении утяжеленных или песчаных смесей; в некоторых случаях количество пены столь велико, а раствора мало, что приемный шланг оголяется и насосы «забирают» воздух; необходима их перезарядка;

б) понижению коэффициента наполнения насосов;

в) несоответствию значений удельного веса растворов в скважине и на поверхности в результате сжатия воздуха.

Осложнения, связанные с изменением температуры и давления в скважине.

При увеличении температур в скважинах возникают условия для повышения вязкости глинистых и цементных растворов, последние интенсивнее «густеют» или затвердевают.

Однако необходимо учитывать и понижение температур в скважинах в процессе промывки, что также может быть причиной осложнений при креплении скважин, в первую очередь высокотемпературных. Подобные резкие колебания температур наблюдаются при промывках скважин после спуска обсадных колонн (если промежуточные промывки не производились или производились очень редко), а также во время закачивания цементного раствора в трубы и выхода его в затрубное пространство (особенно в зимнее время, когда для затворения цемента берется холодная вода). В результате возникновения разности температур возможно образование осыпей или даже обвалов стенок скважины.

Существенные небрежности в работе допускаются при установке мостов в глубоких скважинах, когда не учитывается влияние температурных условий в стволе скважины -- длина заливочных труб уменьшается при закачке цементных и глинистых растворов пониженной температуры. Недоучет уменьшения их длины приводит к тому, что при установке небольших цементных мостов верхняя часть их срезается на большую длину, обнажаются верхние отверстия перфорации. Работа оказывается безрезультатной. В некоторых случаях указанная небрежность может привести к более серьезным последствиям.

Нередко в глубоких скважинах возникают условия, которые могут привести к порыву колонны. Причиной этого является рост давлений в скважине в процессе затвердевания цементного раствора. Если при использовании известных портландцементом подобные случаи являются обычными, то в случае применения шлаковых на них не обращается внимание, так как они при твердении выделяют малое количество тепла. Однако давление в колоннах глубоких скважин увеличивается во всех случаях, причем весьма интенсивно вследствие нагревания закачанного в скважину раствора.

В результате повышения давления в колонне в некоторых случаях наблюдается поступление раствора из затрубного пространства, что иногда принимается за затрубные проявления.

Оставление больших цементных стаканов в скважинах после цементирования

В результате применения недоброкачественных цементировочных пробок часто создаются условия для опережения ими цементного раствора, иногда весьма значительного.

Так, при использовании деревянных «безманжетных» пробок наиболее быстро двигающаяся центральная часть потока цементного раствора увлекает цементировочную пробку, а пристенные слои раствора, имея меньшую скорость движения, отстают. В результате пробка «обгоняет» верхние участки цементного раствора на десятки и даже сотни метров.

Лучший способ устранения указанного вида осложнений -- применение специальных резиновых пробок, когда все сечение обсадной трубы занято пробкой, и она может двигаться не под силой собственного веса, а при некотором перепаде давления.

Осложнения, связанные с преждевременным загустеванием и схватыванием цементного раствора

В практике бурения этот вид осложнений встречается довольно часто.

Загустевание цементных растворов объясняется, при прочих равных условиях, непостоянством химико-минералогического состава цемента и неправильным подбором рецептуры раствора для конкретных условий.

В глубоких скважинах осложнения, связанные с преждевременным загустеванием и схватыванием цементного раствора, участились в связи с недостаточным вниманием к химической обработке. Обработка раствора вносит определенную ошибку при изготовлении цементных растворов и может явиться причиной осложнений. Поэтому обработке цементных растворов должно быть уделено серьезное внимание, и подбирать рецептуру следует в автоклаве при условиях, соответствующих скважинным.

Многие трудности и неудачи, особенно при цементировании скважин с малыми зазорами между обсадной колонной и стенками скважины, связаны именно с отфильтровыванием некоторого количества воды, ведущим к уменьшению подвижности, более быстрому загустеванию раствора и изменению других его свойств.

Очень важную роль в повышении давления при цементировании в первую очередь глубоких высокотемпературных скважин, где как глинистый, так и цементный растворы обработаны большим количеством различных реагентов, играет вязкость промежуточного слоя (зоны смешения). При некоторых условиях перемешивания этот слой может охватить значительную зону, а повышение вязкости вызовет рост давления при продавке тампонажного раствора. Лежалость цементного раствора приводит к замедлению сроков схватывания (если температура не превышает 100°С), увеличению вязкости цементного раствора и возможному повышению, давления при закачке цементного раствора.