Способ цементирования для глубоких высокотемпературных скважин

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Цементирование — глубокая высокотемпературная скважина

Рассматриваемые требования необходимо соблюдать всегда, особенно при цементировании глубоких высокотемпературных скважин . [16]

Результаты работы с другими шлаками показали, что они также могут быть использованы для цементирования глубоких высокотемпературных скважин , но рецептуру необходимо подбирать для каждого конкретного случая. Шлаки, не дающие растворов с замедленными сроками схватывания при рассмотренных условиях сразу после помола, при вылеживании в течение некоторого времени становятся медленносхватывающимися. [17]

Белито-кремнеземистый цемент ( БКЦ) ( ТУ21 — 1 — 3 — 67) предназначен для цементирования глубоких высокотемпературных скважин . Он является продуктом совместного помола отходов производства глинозема, соды ( 1 5 %) и поташа из нефелиновых руд, а также кварцевого песка. Вяжущим материалом в нем является нефелиновый или белитовый шлам. [18]

При неправильном хранении и транспортировании могут быть допущены случаи смешивания цемента различных партий, что недопустимо при цементировании глубоких высокотемпературных скважин . Кроме того, неправильное хранение тампонажных материалов способствует увеличению потерь при обращении с ними, повышает запыленность на складах и создает антисанитарные условия работы при погрузке. [19]

Преимущества цементно-песчаных растворов по сравнению с чистым вполне очевидны, поэтому следует рекомендовать их для применения при цементировании глубоких высокотемпературных скважин повсеместно. [20]

В книге приведены результаты исследования доменных гранулированных шлаков, используемых в качестве вяжущей основы специальных тампонажных материалов для цементирования глубоких высокотемпературных скважин . Показано влияние температуры, давления на физико-технические свойства раствора и камня. [21]

В монографии приведены результаты исследования доменных гранулированных шлаков, используемых в качестве вяжущей основы специальных тампонажных материалов для цементирования глубоких высокотемпературных скважин . [22]

При таких условиях цементно-песчаные растворы, приготовленные на базе обычных портландцементов схватываются очень быстро, и без эффективных замедлителей сроков схватывания не могут применяться при цементировании глубоких высокотемпературных скважин . [23]

Из этой таблицы следует, что через 2 сут твердения при температуре 130 С и давлении 40 МПа проницаемость камня ( по воздуху) из новороссийского цемента составляла всего 2 25 мД ( при водоцементном отношении 0 5); с увеличением температуры до 150 — 170 С проницаемость увеличивается до 60 — 80 мД, что указывает на необходимость более тщательного контроля за плотностью в случае использования чистых портландцементов для цементирования глубоких высокотемпературных скважин . [24]

Как установлено работами ГрозНИИ и КФ ВНИИнефть [18, 19, 62], при повышении температур процессы гидролиза и гидратации доменных шлаков настолько интенсифицируются, что они сами становятся достаточно активным вяжущим материалом. С учетом этой особенности на основе молотых доменных шлакиз разработаны шлако-песчаные, шлако-глинистые цементы для цементирования глубоких высокотемпературных скважин . Регулирование сроков схватывания шлаковых цементов может осуществляться добавками химических веществ, замедляющих процессы гидратации и гидролиза шлака. [25]

Таким образом, на основе полученных данных можно заключить, что на сроки схватывания влияет в основном не столько тонкость помола песка, сколько метод его измельчения. Используя выявленное свойство шлако-песчаных смесей совместного помола, можно готовить последние с требуемыми сроками схватывания при высоких температурах. Это расширяет возможность использования таких цементов без добавок замедлителей или значительным сокращением их расхода, что не только упрощает технологию цементирования глубоких высокотемпературных скважин , но и экономически выгодно. Кроме того, помол песка совместно или раздельно со шлаком целесообразен для получения более стабильных тампонажных растворов, позволяющих проводить цементировочные работы при неизбежных колебаниях плотности раствора без опасений выпадения песка из него и образования песчаных пробок, вероятность появления которых особенно велика при вынужденных остановках процесса цементирования. [26]

Механизм замедления процессов загустевания и твердения тампонажных растворов химическими реагентами до сих пор еще недостаточно изучен. Попытки объяснить влияние различных добавок на скорость протекания процессов гидролиза и гидратации тампонажных ( и других) цементов часто дают противоречивые результаты и не всегда раскрывают природу реакции. Однако многие из них с учетом конкретных задач практики могут быть использованы для разработки методов подбора различных классов химических реагентов, в частности для цементирования глубоких высокотемпературных скважин . К тому же анализ результатов экспериментальных работ показывает, что в большинстве из них рассматриваются лишь отдельные аспекты сложного многообразного процесса загустевания и твердения цементного раствора в присутствии различных химических реагентов. [27]

Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампонажным. Серьезное значение имеет квалификация операторов и инженерно-технического персонала. В комплексе работ по обеспечению качества цементирования скважин важны все звенья. Необходимо уделять серьезное внимание подготовке ствола скважины, выбору обсадных труб, подбору рецептуры ( особенно при цементировании глубоких высокотемпературных скважин ) цементного ( тампонажного) раствора и проведению собственно процесса цементирования скважины. Только при качественном креплении и разобщении пластов возможна длительная эксплуатация скважины без проведения исправительных работ. Обеспечение качества крепи нефтяных и газовых скважин связано со всеми стадиями процесса ее формирования — научными исследованиями, проектированием, бурением, эксплуатацией, техническим обслуживанием, ремонтом. Проблема повышения качества крепи является комплексной и поэтому требует совершенствования всех ее аспектов. [28]

ВНИИКРнефть приводит перечень параметров, контролируемых при приемке наиболее распространенных цементов. Различные геолого-технические и физические условия в скважинах, пробуренных в разных районах и на разную глубину, часто вызывают необходимость изменения существующих физико-механических свойств тампо-нажного раствора и камня. Тампонажные растворы, предназначенные для цементирования скважин, должны проверяться в условиях, имитирующих скважинные. Если свойства растворов и камня не соответствуют условиям конкретной скважины, их следует изменять корректируя рецептуру. Эти требования должны соблюдаться особенно при цементировании глубоких высокотемпературных скважин путем подбора замедлителей сроков схватывания и загустевания там-понажных растворов, реагентов — понизителей их водоотдачи, наиболее часто употребляемых для обработки растворов. [29]

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Цементирование — глубокая высокотемпературная скважина

Цементирование глубоких высокотемпературных скважин — весьма ответственный этап строительства скважин, имеющий свои специфические особенности. [1]

Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин разработан белитокремнеземистый цемент ( БКЦ), представляющий собой продукт совместного помола отходов производства глинозема, соды и поташа из нефелиновых руд, а также кварцевого песка. Вяжущим материалом в нем является нефелиновый, или белитовый, шлам. [2]

Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин применяют шлаковые цементы, получаемые путем помола основных гранулированных шлаков доменного производства. Они обладают высокой активностью, что вызывает необходимость использования замедлителей сроков схватывания растворов. [3]

Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин кроме сроков схватывания в статических условиях необходимо устанавливать изменение загустевания ( консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания. [4]

Опыт цементирования глубоких высокотемпературных скважин с использованием большого количества цементно-бентонитовых смесей показал, что применение насадок диаметром 18 — 20 мм позволило сократить время затворения смесей с 55 — 45 до 40 — 35 мин. [5]

В процессе цементирования глубоких высокотемпературных скважин тампонажные растворы желательно подбирать по времени загустевания, так как рецептура, подобранная по срокам схватывания, не позволяет проследить за реологическими изменениями раствора во времени. При использовании цементно-бентонитовых растворов в процессе цементирования высокотемпературных скважин наблюдается повышение давления вследствие увеличения вязкости раствора, так как при повышенных температурах ускоряются процессы диспергирования бентонитового порошка и свободная вода из раствора поглощается им. [6]

Применение цементно-песчаных смесей при цементировании глубоких высокотемпературных скважин вызывает необходимость обработки их замедлителями сроков схватывания. Рецептуру добавок подбирают аналогично подбору рецептуры на базе тампонажных портландцементов без песка. [7]

Применение цементно-песчаных смесей при цементировании глубоких высокотемпературных скважин вызывает необходимость обработки их замедлителями, сроков схватывания. Рецептура добавок подбирается аналогично выбору рецептуры на базе тампонажных портландцементов без песка. [9]

Применение цементно-песчаных смесей при цементировании глубоких высокотемпературных скважин обусловливает необходимость обработки их замедлителями сроков схватывания. Рецептура добавок подбирается аналогично выбору рецептуры на базе тампонажных портландцементов без песка. [10]

Утяжеленные шлаковые растворы используют при цементировании глубоких высокотемпературных скважин , осложненных АВПД. В этих условиях, когда скважина заполнена утяжеленным буровым раствором, применение портландцемента не обеспечивает затворение раствора плотностью более 2 г / см3, требуются дефицитные замедлители сроков схватывания. При этом быстро и значительно уменьшается прочность камня при температурах более 120 С. [12]

Поэтому шлаковые растворы, применяемые для цементирования глубоких высокотемпературных скважин , не должны иметь примесей портландцемента. [13]

Ферромаргинцсвый шлак [ 11 разработан для цементирования глубоких высокотемпературных скважин . Этот шлак считается неактивным, не гранулируется, не утилизируется, сбрасывается в отвал и является дешевым недефицитным материалом. Он содержит МпО в пределах 5 — 12 %, что делает его практически несхватывающимся и нетвердеющим в обычных условиях. При температурах более 100 С и высоких давлениях измельченные гранулированные ферромарганцевые шлаки проявляют вяжущие свойства, причем активность их возрастает с увеличением температуры. [14]

Описанный способ оценки подвижности непригоден при цементировании глубоких и высокотемпературных скважин . Поэтому при подготовке к цементированию таких скважин подвижность оценивают с помощью более сложного прибора — консистометра. [15]

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Технология цементирования

На современном уровне она включает систему отработанных норм и правил выполнения цементировочных работ, а также типовые схемы организации процесса цементирования. В каждом конкретном случае технологию цементирования уточняют в зависимости от конструкции и состояния ствола скважины, протяженности цементируемого интервала, горно-геологических условий, уровня оснащенности техническими средствами и опыта проведения цементировочных работ в данном районе.

Применяемая технология должна обеспечить:

· цементирование предусмотренного интервала по всей его протяженности;

· полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором в пределах цементируемого интервала;

· предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости;

· получение цементного камня с необходимыми механическими свойствами, с высокой стойкостью и низкой проницаемостью; обеспечение хорошего сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины.

При разработке технологии цементирования для конкретных условий прежде всего подбирают такой способ который должен обеспечить подъем тампонажного раствора на заданную высоту, заполнение им всего предусмотренного интервала (а если есть необходимость, то и защиту некоторого интервала от проникновения тампонажного раствора), предохранение тампонажного раствора от попадания в него промывочной жидкости при движении по обсадной колонне.

Наиболее полное замещение промывочной жидкости происходит при турбулентном режиме (98%), худшие показатели (42%) дает струйный режим.

Для наиболее полного замещения промывочной жидкости рекомендуется ряд мероприятий:

· тщательное регулирование реологических свойств промывочной жидкости, заполняющей скважину перед цементированием, с целью снижения вязкости и статического напряжения сдвига до минимально допустимых значений;

· нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим;

· применение соответствующих буферных жидкостей на разделе промывочной жидкости и тампонажного раствора;

· расхаживание или вращение обсадной колонны при подаче тампонажного раствора в затрубное пространство;

· применение полного комплекса технологической оснастки обсадной колонны.

При разработке технологии подбирают тампонажный материал, рецептуру и свойства тампонажного раствора, определяют режим закачки и продавки тампонажного раствора, суммарную продолжительность цементировочных работ и промежуток времени, необходимый для формирования в затрубном пространстве цементного камня с достаточной прочностью, позволяющей возобновить работы в скважине.

Одноцикловое цементирование с двумя пробками

Способ одноциклового цементирования с двумя пробками (рис. 9.1.) был предложен в 1905 г. бакинским инженером А. А. Богушевским.

По этому способу после завершения подготовительных работ в колонну вводят нижнюю пробку с проходным каналом, временно перекрытым диафрагмой.

На верхний конец колонны навинчивают цементировочную головку и приступают к закачке тампонажного раствора, который тут же приготавливают в смесительной установке. Когда весь расчетный объем цементного раствора закачан в скважину, освобождают верхнюю пробку, которая до этого удерживалась в цементировочной головке шпильками. Начиная с этого момента в обсадную колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой верхняя пробка гонит вниз столб цементного раствора. Вследствие своей более высокой плотности цементный раствор под собственным весом вытесняет промывочную жидкость, что отмечается по падению давления на цементировочной головке.

Как только нижняя пробка достигнет упорного кольца, давление над ней повысится и под его воздействием диафрагма, перекрывающая канал в нижней пробке, разрушится; при этом наблюдается повышение давления на 4 — 5 МПа. После разрушения диафрагмы раствору открывается путь в затрубное пространство.

Объем продавочной жидкости, закачанной в скважину, непрерывно контролируют. Когда до окончания продавки остается 1 — 2 м3 продавочной жидкости, интенсивность подачи резко снижают. Закачку прекращают, как только обе пробки (верхняя и нижняя) войдут в контакт; этот момент отмечается по резкому повышению давления на цементировочной головке. В обсадной колонне под упорным кольцом остается некоторое количество раствора, образующего стакан высотой 15 — 20 м. Если колонна оснащена обратным клапаном, можно приоткрыть краны на цементировочной головке и снизить давление.

Двухступенчатое (двухцикловое) цементирование

Двухступенчатым цементированием называется раздельное последовательное цементирование двух интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

Этот способ по сравнению с предыдущим имеет ряд преимуществ. В частности он позволяет:

· снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,

· существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания,

· уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве,

· избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Для осуществления двухступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 9.2.). Подготовку скважины к цементированию ведут тем же путем, что был описан выше. После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке первой порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему первой ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку первой ступени, которая беспрепятственно проходит через заливочную муфту (рис. 9.2, а). Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку второй ступени. Достигнув заливочной муфты, пробка садится во втулку и под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 9.8, б). Сигналом открытия отверстий является резкое падение давления нагнетания.

Существуют две разновидности способа двухступенчатого цементирования. По одной из них тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени — это так называемый способ непрерывного цементирования. В другом случае после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор второй ступени подают в скважину спустя некоторое время, например требуемое для схватывания раствора первой порции, — такое цементирование называется двухступенчатым с разрывом.

Этот способ позволяет повысить качество цементирования нижнего интервала за счет регулирования гидродинамического давления в затрубном пространстве.

Третью пробку (верхняя пробка второй ступени) вводят в колонну после подачи всего расчетного объема раствора для цементирования второй ступени. За третьей пробкой в скважину нагнетают продавочную жидкость. Эта пробка задерживается в заливочной муфте и под давлением смещает вниз втулку, которая перекрывает отверстия. Резкое повышение давления сигнализирует о завершении цементирования. После этого скважину оставляют в покое для формирования цементного камня.

Манжетный способ цементирования

Манжетный способ цементирования применяют в тех случаях, когда необходимо предупредить загрязнение цементным раствором продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением или избежать попадания цементного раствора в зону расположения фильтра. Против нижней отметки интервала цементирования в обсадной колонне устанавливают муфту с проходными отверстиями для пропуска раствора в затрубное пространство и металлической или брезентовой манжетой снаружи (рис. 9.3).

При закачке цементного раствора манжета раскрывается и перекрывает затрубное пространство таким образом, что раствор может проходить только в одном направлении — вверх. Внутри колонны ниже муфты помещают клапан, который перекрывает доступ в нижнюю часть колонны.

Цементирование потайных колонн и секций

Спуск обсадной колонны секциями, а также потайной колонны осуществляют на колонне бурильных труб, с которой они соединены переводником с левой резьбой. Для цементирования секций и потайных колонн используют способ одно-циклового цементирования с одной разделительной пробкой. Она состоит из двух частей: проходной пробки, имеющей наружный диаметр, соответствующий внутреннему диаметру цементируемых труб (она закрепляется шпильками на разъединителе нижнего конца бурильной колонны), и упругой пробки малого диаметра, которая свободно может проходить по колонне бурильных труб.

Упругую пробку вводят в бурильную колонну вслед за тампонажным раствором, под давлением продавочной жидкости она опускается до проходной пробки и задерживается в ней. Под воздействием возрастающего давления шпильки, удерживающие проходную пробку на бурильной колонне, срезаются, и обе пробки как одно целое перемещаются вниз до упорного кольца. Сигналом полного продавливания раствора в затрубное пространство служит повышение давления нагнетания. Для промывки колонны бурильных труб от оставшегося в них цементного раствора в нижнем переводнике с помощью шара, сбрасываемого в колонну, открывают проточные отверстия. Потоком промывочной жидкости остатки цементного раствора вымываются из колонны.

Способ обратного цементирования

Под обратным цементированием понимается такой способ, когда цементный раствор с поверхности закачивают прямо в затрубное пространство, а находящийся там буровой раствор через башмак, поступает в обсадную колонну и по ней выходит на поверхность.

Способ обратного цементирования уже давно привлекает внимание специалистов, однако широкого промышленного применения пока не получил в силу ряда технических трудностей, и в первую очередь сложности контроля момента достижения цементным раствором низа обсадной колонны и надежного обеспечения высокого качества цементирования в этой наиболее ответственной части.

Установка цементных мостов

В отдельных случаях возникает необходимость в обсаженном или открытом стволе скважины надежно изолировать от остальной его части отдельный интервал (например, при проведении испытаний пластов в обсаженной скважине последовательно от нижнего к верхнему, при переходе на эксплуатацию вышележащего продуктивного горизонта и т. п.). Самый распространенный на практике способ изоляции нижнего интервала скважины — создание в стволе цементного моста. Его устанавливают также при необходимости создания искусственного забоя (например, при искривлении ствола скважины и т. п.).

Цементный мост представляет собой цементный стакан в стволе высотой в несколько десятков метров, достаточной для создания надежной и непроницаемой изоляции.

ОСОБЕННОСТИ КРЕПЛЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

В настоящее время в отечественной практике горизонтальный участок ствола скважины или ствол с большим углом отклонения от вертикали, как правило, оставляли не зацементированным. В лучшем случае его обсаживают колонной или хвостовиком с щелевидными фильтрами в интервале продуктивного пласта. Однако этот способ заканчивания скважин имеет ряд существенных недостатков.

1. Прорыв газа или воды на любом участке горизонтального ствола скважины в интервале продуктивного пласта может привести к потере скважины в целом.

2. Возникают труднопреодолимые проблемы при необходимости стимулирования скважины путем кислотной обработки или гидроразрыва продуктивного пласта.

3. Невозможным становится точное регулирование добычи или нагнетания жидкости в интервалах пласта, имеющих различную проницаемость.

По этой причине, хотя цементирование и перфорация более дороги и могут загрязнить пласт и ограничить темп добычи (или нагнетания) в некоторых породах, преимущества его в борьбе с указанными выше проблемами перевешивают эти недостатки.

В первые десять лет практики цементирования горизонтальных и наклонно направленных скважин применялась обычная стандартная технологическая оснастка обсадных колонн. Однако оказалось, что она не обеспечивает нормальной работы в условиях, когда сама оснастка находится в наклонном положении, либо когда ствол скважины в наклонном или горизонтальном положении отличается от вертикального ствола наличием желобных выработок либо зашламленностью нижней его части.

Оказалось, что обратные клапаны с неподпружиненным шаровым затвором перестали надежно закрываться, а в случае, когда шаровой затвор подпружинен, шары размываются при промежуточных промывках и не перекрывают затвор.

Поэтому в зарубежной практике пошли путем усложнения конструкции клапанов.

У нас обратные дроссельные клапаны остались с шаровыми затворами, но дроссели, расположенные ниже шаровых затворов, были усовершенствованы и обеспечивали заполнение спускаемой обсадной колонны жидкостью из скважины на 95 % ее длины, не допуская при этом сифона — перелива жидкости из колонны на устье скважины.

Испытания в промысловых условиях показали, что в сравнении с клапанами типа ЦКОДМ этот клапан надежно работает в наклонном и горизонтальном положениях.

При этом шар не имеет заметного износа при циркуляции через клапан абразивного бурового раствора в течение 30 ч при расходе до 60 л/с.

Идеальным центратором является жесткий спиральный центратор, наружный диаметр которого меньше диаметра ребер стабилизатора, применявшего при бурении скважин.

При цементировании обычных вертикальных или наклонных скважин рекомендовано применение нижних разделительных пробок для предупреждения образования смеси тампонажного раствора с буферной жидкостью при движении их внутри колонны. При этом устраняется также опасность загрязнения наиболее ответственной последней порции тампонажного раствора буровым, прилипшим к внутренней поверхности обсадной колонны в виде пленки, снимаемой со стенки манжетами продавочной пробки. По этой причине предусматривают оставлять в колонне цементный стакан до 20 м между башмаком колонны и кольцом «стоп». При цементировании горизонтальных скважин комплектное применение продавочных и нижних пробок становится обязательным, так как наличие цементного стакана внутри колонны в пределах продуктивного пласта вообще недопустимо по экономическим соображениям.

В НПО «Бурение» разработан и подготовлен к серийному производству комплект разделительных пробок типа КРПФ который, включает, кроме верхней разделительной пробки / и нижней II, еше и специальное кольцо «стоп» — III. От зарубежных наш комплект пробок выгодно отличается наличием фиксаторов 7, позволяющих фиксировать пробки между собой, а комплект в целом — на кольце «стоп», тем самым, подстраховывая функцию обратного клапана.

ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Тампонажные материалы. Это такие материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превратиться в твердый непроницаемый камень.

В зависимости от вида вяжущего материала Тампонажные материалы делятся на: 1) тампонажный цемент на основе портландцемента; 2) тампонажный цемент на основе доменных шлаков; 3) тампонажный цемент на основе известково-песчаных смесей; 4) прочие тампонажные цементы (белиловые и др.).

При цементировании скважин применяют только два первых вида — тампонажные цементы на основе портландцемента и доменных шлаков.

К цементным растворам предъявляют следующие основные требования:

· подвижность раствора должна быть такой, чтобы его можно было закачивать в скважину насосами, и она должна сохраняться от момента приготовления раствора (затворения) до окончания процесса продавливания;

· структурообразование раствора, т. е. загустевание и схватывание после продавливания его за обсадную колонну, должно проходить быстро;

· цементный раствор на стадиях загустевания и схватывания и сформировавшийся камень должны быть непроницаемы для воды, нефти и газа;

· цементный камень, образующийся из цементного раствора, должен быть коррозионно- и температуроустойчивым, а его контакты с колонной и стенками скважины не должны нарушаться под действием нагрузок и перепадов давления, возникающих в обсадной колонне при различных технологических операциях.

В зависимости от добавок тампонажные цементы и их растворы подразделяют на песчаные, волокнистые, гельцементные, пуццолановые, сульфатостойкие, расширяющиеся, облегченные с низким показателем фильтрации, водоэмульсионные, нефте-цементные и др.

В настоящее время номенклатура тампонажных цементов на основе портландцемента и шлака содержит:

1) тампонажные портландцементы для «холодных» и «горячих» скважин («холодный» цемент — для скважин с температурой до 500С, «горячий» — для температур до 1000С, плотность раствора 1,88 г/см3);

2) облегченные цементы для получения растворов плотностью 1,4 — 1,6 г/см3 на базе тампонажных портландцементов, а также на основе шлакопесчаной смеси (до температур 90 — 1400С), в качестве облегчающих добавок используют глино-порошки или молотые пемзу, трепел, опоку и др.;

3) утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2,15 г/см3 на базе тампонажных портландцементов для температур, соответствующих «холодным» и «горячим» цементам, а также шлакопесчаной смеси для температур 90 — 1400С (в качестве утяжеляющих добавок используют магнетит, барит и др.);

4) термостойкие шлакопесчаные цементы для скважин с температурой 90 — 140 и 140 — 1800С;

5) низкогигроскопические тампонажные цементы, предназначенные для длительного хранения.

Регулируют свойства цементных растворов изменением водоцементного отношения (В:Ц), а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения, снижающих вязкость и показатель фильтрации.

В практике бурения в большинстве случаев применяют цементный раствор с В:Ц = 0,4 — 0,5. Нижний предел В:Ц ограничивается текучестью цементного раствора, верхний предел — снижением прочности цементного камня и удлинением срока схватывания.

К ускорителям относятся хлористые кальций, калий и натрий; жидкое стекло (силикаты натрия и калия); кальцинированная сода; хлористый алюминий. Эти реагенты обеспечивают схватывание цементного раствора при отрицательных температурах и ускоряют схватывание при низких температурах (до 40 °С).

Замедляют схватывание цементного раствора также химические реагенты, такие как гидролизованный полиакрилонитрил, карбоксиметилцеллюлоза, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда, конденсированная сульфит-спиртовая барда, нитролигнин. Перечисленные реагенты оказывают комбинированное действие. Все они понижают фильтрацию и одновременно могут увеличивать или уменьшать подвижность цементного раствора.

Для приготовления цементного раствора химические реагенты растворяют предварительно в жидкости затворения (вода). Утяжеляющие, облегчающие и повышающие температуростойкость добавки смешивают с вяжущим веществом в процессе производства (специальные цементы) или перед применением в условиях бурового предприятия (сухие цементные смеси).

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.).

Цементировочные агрегаты. При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементно-смесительная машина), закачивают цементный раствор в скважину, продавливают цементный раствор в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.).

С учетом характера работ цементировочные агрегаты изготовляют передвижными с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса.

Для цементирования обсадных колонн в основном применяют цементировочные агрегаты следующих типов: ЦА-320М, ЗЦА-.400, ЗЦА-400А и др. (ЦА — цементировочный агрегат, цифры 320 и 400 соответственно 32 и 40 МПа — максимальное давление, развиваемое насосами этих цементировочных агрегатов).

Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством.

Цементно-смесительные машины. Цементирование осуществляется при помощи цементно-смесительных машин. Применяются различные типы цементно-смесительных машин: СМ-10, 2СМН-20, СПМ-20 др. В данном случае цифры 10, 20 и т. п. обозначают количество цемента (в т), которое возможно поместить, в бункер смесительной машины.

Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов.

В настоящее время применяются цементировочные головки ЦГЗ, ГЦК, ГЦ5-150, СНПУ, 2ГУЦ-400 и др. Так как в конструктивном отношении все перечисленные головки имеют сходство, то рассмотрим в качестве примера одну из них. На рис. 160 показана головка устьевая цементировочная 2ГУЦ-400, предназначенная для обвязки устья при цементировании скважин и рассчитанная на максимальное давление 40 МПа.

При двухступенчатом цементировании используются специальные цементировочные пробки.

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ И ПРОВЕРКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Продолжительность твердения цементных растворов для кондукторов — 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн — 24 ч.

Продолжительность твердения различных цементирующих смесей (бентонитовых, шлаковых и др.) устанавливается в зависимости от данных предварительного их испытания с учетом температуры в стволе скважины.

При креплении высокотемпературных скважин для предупреждения возникновения значительных дополнительных усилий в период ОЗЦ рекомендуется оставлять колонну подвешенной на талевой системе. В случае увеличения веса на 2 — 3 деления по индикатору необходимо разгружать ее до веса, зафиксированного после ее спуска. За показаниями индикатора веса следует наблюдать на протяжении 10 — 12 ч после окончания цементирования.

По истечении срока схватывания и твердения цементного раствора в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Верхнюю границу цемента определяют по резкому изменению температурной кривой.

При схватывании и твердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5 — 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

Применение метода гамма-гамма-каротажа (ГГК) основано на измерении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность метода ГГК заключается в измерении рассеянного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором расстоянии от индикаторов.

В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин. Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

После определения высоты подъема цементного раствора и качества цементирования скважины приступают к обвязке устья скважины.

Благодаря конструктивным особенностям обвязок можно:

а) подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях;

б) спрессовывать отдельные элементы обвязки в буровой;

в) контролировать давление в межтрубных пространствах.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны.

Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая по самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться торцовым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны от повреждения.

Если предполагается разбурить только заливочные пробки, упорное кольцо «стоп» и цементный стакан до обратного клапана, то можно не оборудовать устье скважины противовыбросовой арматурой. Если же будет разбурен и обратный клапан, вскрыт фильтр или башмак зацементированной колонны, то устье необходимо оборудовать соответствующим образом.

Перед опрессовкой жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

В разведочных скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

Для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом. Для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате.

При испытании на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одно из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности — определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызывая снижением уровня в колонне приток воды и вновь замеряя сопротивление, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне.

После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование по способу Н. К. Байбакова, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор, на 1 — 2 м ниже места течи.

Источник