технология бурения 3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

объему равному внутреннему объему обсадной колонны, означает нахождение «головы» цементного раствора у забоя (башмака колонны). Для более точной фиксации момента подхода цементного раствора к башмаку колонны иногда первую порцию раствора обрабатывают изотопами, а в скважину через лубрикатор спускают геофизический прибор, фиксирующий эти изотопы.

Несмотря на очевидные достоинства рассматриваемого способа цементирования, его применение достаточно ограничено. Это связано с тем, что существует риск оставления большого цементного стакана или оголения башмака обсадной колонны из-за сложности четкого контроля объема жидкости, выходящей из скважины. Также повышается вероятность «языкового» (одностороннего) течения тампонажного раствора в затрубном пространстве, одностороннее заполнение его тампонажным раствором и попадание значительных объемов тампонажного раствора в обсадную колонну.

Неизбежно образующаяся зона смешения тампонажного раствора с буферной и промывочной жидкостями, и резко ухудшимися свойствами будущего камня, будет располагаться в интервале башмака обсадной колонны, т.е. зоне, требующей применения наиболее качественных тампонажных материалов.

Прямое двухступенчатое цементирование также направлено на устра-

нение недостатков прямого одноступенчатого цементирования.

Суть прямого двухступенчатого цементирования состоит в том, что весь цементируемый интервал разделяется на два, которые цементируются самостоятельно. При этом обсадная колонна оборудуется всем комплексом технологической оснастки, используемой при прямом одноступенчатом цементировании, с дополнительным включением муфты ступенчатого цементирования. Схема прямого двухступенчатого цементирования приведена на рисунке 17.33.

При этом первый интервал цементируется через башмак обсадной колонны с подъемом тампонажного раствора до муфты ступенчатого цементирования и немного выше ее, чтобы в затрубном пространстве не появлялся разрыв сплошности цементного кольца (рисунок 17.33 а). Продавка ведется нижней продавочной пробкой (рисунок 17.25), имеющей меньший размер и большие манжеты, обеспечивающие прохождение пробки через МСЦ.

Объем продавочной жидкости равен внутреннему объему обсадной колонны без цементного стакана, плюс объем манифольда (труб, обвязывающих цементировочную технику). После окончания цементирования первой ступени и проверки герметичности обратного клапана необходимо открыть промывочные окна МСЦ и восстановить циркуляцию, чтобы вымыть излишки цемента, находящегося в затрубном пространстве выше МСЦ и подготовиться к цементированию второй ступени. В зависимости от конструкции МСЦ открытие может проводиться повышением давления, с помощью шара или специальной открывающей пробки (рисунок 17.33 б).

267

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рисунок 17.33 – Схема прямого двухступенчатого цементирования: а – цементирование первой ступени (продавка цементного раствора), б – открытие промывочных окон,

в – окончание цементирования второй ступени.

1 – цементировочная головка;

2 – обсадная колонна; 3 – муфта ступенчатого цементирования; 4 – продавочная пробка для цементирования первой ступени; 5 – «стоп»-кольцо; 6 – обратный клапан; 7 – открывающая пробка

(«бомба»); 8 – продавочная пробка для цементирования второй ступени; 9 – тампонажный раствор первой ступени; 10 – тампонажный раствор второй ступени

Вторая ступень может цементироваться после ОЗЦ первой ступени – цементирование с разрывом во времени, или непосредственно после восстановления циркуляции – цементирование без разрыва во времени.

Цементирование второй ступени ведется через промывочные окна МСЦ. При этом через боковые отводы цементировочной головки закачивают сначала буферную жидкость, затем расчетный объем тампонажного раствора, который равен объему затрубного пространства от МСЦ до устья. Продавка начинается через верхний отвод цементировочной головки с помощью верхней пробки, которая садясь на верхнюю втулку МСЦ, сдвигает ее, закрывая промывочные окна. Объем продавочной жидкости для второй ступени равен внутреннему объему обсадной колонны от МСЦ до устья плюс объём обвязки. Рост давления на цементировочных агрегатах в момент закрытия промывочных окон свидетельствует об окончании процесса цементирования.

После затвердевания тампонажного раствора все элементы МСЦ, находящиеся внутри обсадной колонны, и цементировочные пробки разбуриваются. В некоторых случаях именно этот факт ограничивает применение данного способа для крепления скважин.

Ступенчатое цементирование с разрывом во времени целесообразно применять:

-если невозможно избежать поглощений при подъеме тампонажного раствора на проектную высоту в одну ступень;

-если вскрыт пласт с АВПД и существует опасность нефтегазопроявления в период ОЗЦ;

268

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-если для одноступенчатого цементирования требуется одновременное участие большого количества техники.

Недостатком данного способа является большой разрыв во времени между цементированием первой и второй ступеней.

Последовательное ступенчатое цементирование (ступенчатое цементирование без разрыва во времени) целесообразно применять:

-когда мощность цементировочных насосов недостаточна для проведения операции в один прием;

-когда необходимо использовать тампонажные материалы для различных температурных условий;

-когда отсутствует достаточное количество агрегатов для осуществления операции в один прием.

Недостаток этого способа – более высокие давления на пласты, чем при цементировании с разрывом во времени.

При использовании ступенчатого цементирования должны быть соблюдены следующие требования:

-превышение давления составного столба буферной жидкости, бурового и тампонажного растворов над пластовым, не менее чем на 1,0–1,5 МПа, с учетом снижения давления столба тампонажного раствора в период ОЗЦ до гидростатического давления жидкости затворения;

-суммарное давление, действующее на пласты в цементируемом интервале, должно быть на 10–15 % ниже давления, вызывающего их гидроразрыв или поглощение;

-процесс цементирования должен быть проведен в сроки, регламенти-

руемые подобранной рецептурой тампонажного раствора.

При проектировании ступенчатого цементирования важно правильно определить место установки МСЦ.

Муфту ступенчатого цементирования рекомендуют устанавливать в прямолинейном участке скважины, имеющем минимально возможный для данного профиля наклон. Это связано с тем, что в искривленных участках, из-за деформации, может происходить заклинивание подвижных втулок МСЦ, и возникнуть проблемы, как при открытии промывочных окон, так и при их закрытии.

Для исключения этих же проблем, выше и ниже МСЦ, на обсадную колонну необходимо устанавливать центраторы, а при спуске обсадной колонны нельзя закреплять муфту машинными ключами, фиксируя их на корпусе муфты.

Если имеется возможность, то МСЦ желательно устанавливать выше башмака предыдущей колонны (в межколонном пространстве), для того чтобы при цементировании второй ступени иметь возможность применить тампонажный раствор максимально возможной плотности не зависимо от давлений поглощения в открытом стволе скважины.

269

Рисунок 17.34 – экранирующее устройство для манжетного цементирования

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В случае возможного нефтегазопроявления МСЦ необходимо устанавливать над проявляющим пластом, и во время ОЗЦ первой ступени проводить циркуляцию бурового раствора через промывочные окна. В этом случае снижение гидростатического давления на пласт при затвердевании цементного раствора будет компенсироваться гидродинамическим давлением циркулирующего бурового раствора, и суммарное давление в затрубном пространстве будет больше пластового, предотвращая, тем самым, поступление пластового флюида в скважину. Применение МСЦ с пакерами, в данном случае, будет еще более эффективным.

Манжетное цементирование обсадных колонн рекомендуется применять для предупреждения попадания цементного раствора в зону расположения фильтра и предупреждения загрязнения продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением цементным раствором.

При реализации данного способа цементирования обсадная колонна оборудуется муфтой ступенчатого цементирования, размещаемой выше продуктивного пласта. Ниже МСЦ, но выше кровли продуктивного пласта, на обсадной колонне устанавливают устройство, отделяющее продуктивный пласт тампонажного раствора, находящегося в затрубном пространстве выше МСЦ. Это может быть манжета, пакер, экранирующее устройство и др. На рисунке 17.34 приведено одно из указанных устройств.

После спуска обсадной колонны и промывки скважины открываются промывочные окна муфты, циркуляция жидкости проводится, минуя продуктивный пласт, т.е. также как после цементирования первой ступени при двухступенчатом цементировании. Затем проводится цементирование интервала, находящегося выше МСЦ.

Роль манжеты состоит в том, что она предупреждает оседание тампонажного раствора в затрубном пространстве и исключает контакт последнего с пластом-коллектором.

Комбинированное ступенчатое цементирование (метод встречных за-

ливок) может применяться в том случае, когда в разрезе скважины имеются проницаемые пласты с низким давлением поглощения, не позволяющие поднять тампонажный раствор на необходимую высоту. Суть способа состоит в том, что первая ступень цементируется прямым способом с подъёмом тампонажного раствора до уровня поглощающего пласта, а вторая ступень цементируется сразу после первой, но обратным способом. При

270

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

цементировании второй ступени промывочная жидкость, находящаяся в затрубном пространстве, закачивается в поглощающий пласт.

Для предупреждения поглощения тампонажного раствора в первую порцию тампонажного раствора второй ступени добавляются специальные наполнители (опилки, асбест, волокна), кольматирующие пласт, позволяющие остановить тампонажный раствор в затрубном пространстве.

Данный способ сочетает в себе преимущества прямого и обратного цементирования и достаточно широко применялся при креплении скважин.

	В качестве недостатков следует отметить
	возможность разрыва сплошности цементно-
	го раствора в интервале поглощающего пла-
	ста, что и стало одной из основных причин
	ограничения в его применении.
	Имелся опыт применения данного спосо-
	ба при цементировании, когда вторая сту-
	пень цементировалась обратным способом с
	закачкой жидкости из затрубного простран-
	ства в пласт, расположенный ниже башмака
	предыдущей колонны, после специально
	проведенного гидроразрыва.
	Применение	модульных отсекателей
	пласта для цементирования обсадных ко-
	лонн. Модульные отсекатели пласта или
	устройства селективной изоляции		пласта
	(УСИП) были одновременно разработаны в
	нескольких организациях (НПО «Бурение»,
	БашНИПИнефть и др.) и предназначены для
	уменьшения фильтрационно-емкостных ха-
	рактеристик продуктивных пластов при их
	контакте с тампонажным раствором.
	Технология цементирования обсадной ко-
	лонны с использованием одного из вариантов
	устройства для селективной изоляции продук-
	тивного пласта приведена на рисунке 17.35.
	Устройство	УСИП соединяется	нижней
Рисунок 17.35 – Схема	частью с обсадными трубами, снабженными
установки устройства	башмаком, обратным клапаном типа ЦКОД и
селективной изоляции пластов:	дополнительными разрезными шайбами, рас-
1 – обсадная колонна;	считанными на определенное давление удер-
2, 3 – пакера; 4 – наружная	жания шара. Верхняя часть устройства через
труба; 5 – внутренняя труба;	переводник соединяется с обсадной трубой.
6 – шар; 7 – разрезные шайбы;	Длина концентричных труб устройства
8 – направляющий башмак
	подбирается с учетом толщины нефтенос-

271

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ной части пласта на основании данных геофизических исследований скважины.

Основными элементами УСИП и аналогичных устройств являются пакера 2, 3 и расположенный между ними элемент устройства, состоящий из двух концентрично расположенных труб 4 и 5, внутреннее пространство которых сообщается затрубным пространством над верхним и под нижним пакерами.

Смонтированное таким образом устройство вместе с обсадной трубой спускается в скважину и устанавливается против продуктивного пласта с таким расчетом, чтобы пакерующие узлы находились под подошвой и над кровлей продуктивного пласта. Далее в колонну обсадных труб сбрасывается шар 6 клапана ЦКОД и восстанавливается циркуляция бурового раствора. При посадке шара на разрезные шайбы в колонне поднимается давление и происходит их разрыв, приводящий в действие изолирующие элементы пакеров, герметизируя тем самым кровлю и подошву продуктивного пласта.

После этого закачивается расчетный объем цементного раствора в обсадную колонну и продавливается продавочной жидкостью. Нисходящий поток цементного раствора проходит по внутренней полости обсадной колонны как обычно, вниз до башмака, и поднимается за обсадной колонной до нижнего пакера, проходит в кольцевой зазор между трубами в интервале продуктивного пласта и далее выходит вновь за обсадную колонну выше верхнего пакера, поднимаясь до расчетной высоты по заколонному пространству. Продавка цементного раствора заканчивается посадкой разделительной пробки на корпус клапана, служащий кольцом «стоп». После ОЗЦ интервал продуктивного пласта перфорируется.

Промысловые испытания показали увеличение удельного дебита нефти в 1,6 раза, а удельного коэффициента продуктивности до 2 раз по сравнению с аналогичными показателями по серийным контрольным скважинам.

Недостатки способа, ограничивающего его широкое применение, такие же, как у скважин с открытым забоем, а именно: неоднородность коллекторов и многопластовость залежи.

Цементирование с созданием избыточного давления в заколонном пространстве в период ОЗЦ может рекомендоваться при креплении скважин на месторождениях с АВПД, а также газовых скважин и скважин на подземных хранилищах газа (ПХГ), где нередки заколонные проявления, протекающие, как правило, в период ОЗЦ.

Одной из основных причин проявления становится снижение гидростатического давления столба тампонажного раствора на продуктивный пласт за счет структурирования и последующих явлений зависания (рисунок 17.35 кривая 1). В некоторый момент времени, пластовое давление (рисунок 17.35 кривая 2) превысит давление столба цементного раствора, пластовый флюид может поступать в затрубное пространство. В случае поступления газа, он может накапливаться в цементном растворе, образуя газовый «пузырь», увеличение которого может спровоцировать выброс и по-

272

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

следующее фонтанирование. Противодавление в затрубном пространстве (рисунок 17.36 кривая 3) позволит компенсировать давление на пласт, при этом результирующее давление (кривая 4) всегда будет превышать пластовое, и флюид не будет поступать в тампонажный раствор.

При этом опасными, с точки зрения нефтегазопроявления, являются несколько первых часов ОЗЦ, до упрочнения структуры цементного камня, которая самостоятельно сможет противостоять поступлению флюида в твердеющий раствор.

Практически данную технологию можно реализовать подключением цементировочного агрегата к линии глушения противовыбросового оборудования и нагнетания жидкости в затрубное пространство с интервалом 0,5-1,0 час по 1,0 МПа в течение 6–10 часов после получения «стоп».

Рисунок 17.36 – Графики изменения давлений: 1 – гидростатическое давление столба цементного раствора; 2 – пластовое давление; 3 – давление на устье в затрубном пространстве; 4 – суммарное давление на пласт

Кроме предупреждения выбросов, применение противодавления на устье в период ОЗЦ может также снизить простое проникновение газа в твердеющий камень, который в этот период обладает еще весьма высокой проницаемостью. Поскольку проницаемость тампонажных растворов в период ОЗЦ выше проницаемости многих водо- и нефтенасыщенных горизонтов, то создаются условия для проникновения газа в тампонажный материал и гидроразрыва твердеющего камня, для которого необходим перепад давления 4–5 кгс/см2 на 1м. По образующемуся каналу устремляется газ, производя дополнительные разрушения цемента. Кроме того, газ, заполняя поровые пространства цементного камня, вытесняет оттуда воду

273

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

затворения. При этом дальнейший процесс гидратации и залечивания пор замедляется. В конечном итоге сформированный камень будет обладать значительной проницаемостью.

Технологии цементирования обсадных колонн большого диаметра через бурильные трубы. Проблема крепления скважин большого диаметра имеет несколько аспектов.

Рисунок 17.37 – Схема цементирования обсадной колонны большого диаметре рез бурильные трубы:

1 – цементировочная головка; 2 – УЦК; 3 – ротор; 4 – направление; 5 – обсадная колонна; 6 – бурильная колонна;

7 – тампонажный раствор;

8 – промывочная жидкость;

9 – обратный клапан; 10 – забойная часть УЦК; 11 – ЦКОД-426

Первый – при закачке тампонажного раствора внутрь обсадной колонны и отсутствии нижней разделительной пробки, образуются большие зоны смешения между соприкасающимися жидкостями, увеличивающиеся с ростом диаметра обсадных колонн.

Второе – длительное время продавки тампонажного раствора, связанное с закачкой больших объемов продавочной жидкости.

Наибольшие проблемы возникают в разведочном бурении, в условиях слабо развитой транспортной системы, значительного удаления от баз буровых предприятий. Кроме того, в районах Сибири и Крайнего Севера возникает проблема твердения тампонажного раствора в интервалах распространения многолетнемерзлых пород.

Взарубежной практике широко применяется технология крепления таких обсадных колонн через бурильные трубы. В отечественной практике такая технология пока не нашла широкого распространения, хотя ее элементы разработаны в нескольких организациях.

Вчастности, в Красноярском крае на некоторых площадях, где обсадные колонны диаметром 530, 426 и 324 мм, спускаемые на глубины до 700 м, це-

ментируются через бурильные трубы. На рисунке 17.37 представлена схема цементирования обсадной колонны диаметром 426 мм с применением УЦК-426. Обсадная колонна

274

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

оснащается стандартным обратным дроссельным клапаном ЦКОД-426 (11). При этом шар обратного клапана не извлекается, и спуск колонны осуществляется при рабочем состоянии ЦКОД-426. Забойная часть бурильной колонны (10) оснащается уплотнительными элементами, обеспечивающими надежную герметизацию ее контакта с ЦКОД и центрирование низа бурильной колонны. Над центратором устанавливается обратный клапан (9), в котором циркуляционные отверстия открываются шаром низкой плотности, сбрасываемым в бурильную колонну перед началом продавки тампонажного раствора. Устьевая часть УЦК (2) имеет сальниковое устройство, герметизирующее кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами, и боковой отвод, оснащаемый пробковым краном. На верхней части бурильной колонны устанавливается цементировочная головка (1) с боковым тампонажным отводом и устройством для ввода в нее шара, предназначенного для открытия циркуляционных отверстий в обратном клапане, расположенном в нижней части бурильной колонны. Устьевое сальниковое устройство УЦК (2) и забойные уплотнительные элементы (10) обеспечивают герметизацию до 10 МПа на весу и исключают самопроизвольное разъединение бурильной колонны со ЦКОД. Для разъединения требуется создать усилие на подъем 50–70 кН.

Эффективность УЦК в условиях разведочного бурения можно показать на примере его применения при цементировании кондуктора диаметром 426 мм, спущенного на глубину 540 м в скв. Восток-4. Для цементирования с учетом кавернозности ствола было приготовлено 72 м3 тампонажного раствора. После подачи первого кубометра и до конца закачки тампонажного раствора давление на цементировочной головке не менялось. Это позволило использовать для закачки тампонажного раствора буровой насос подачей до 40 м3/с, что соответствовало пробковому режиму движения тампонажного раствора в цементируемом пространстве. Продавка тампонажного раствора промывочной жидкостью в объеме 4,8 м3 была осуществлена за 8 мин. При обычном цементировании понадобилось бы около 70 м3 продавочной жидкости, что одним цементировочным агрегатом выполнить практически невозможно.

Поскольку верхняя часть геологического разреза представлена многолетнемерзлыми породами, применение УЦК позволило сразу после окончания продавки и разъединения бурильной колонны с ЦКОД приступить к промывке затрубного пространства между бурильной и обсадной колоннами промывочной жидкостью в течение всего времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ), что обеспечило твердение тампонажного раствора при положительной температуре. Такой технологический прием особенно актуален в связи с тем, что большая часть буровых работ в настоящее время сосредоточена в районах, где глубина многолетнемерзлых пород составляет до 600 м.

275

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

17.5.2. Техника для цементировочных работ

Цементирование обсадных колонн скважин осуществляется с помощью цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин. К цементировочной технике также относятся блоки манифольдов, станции контроля цементирования, автоцементовозы.

Цементировочные агрегаты (рисунок 17.38) предназначены для приготовления и закачивания цементного раствора в скважину и его продавливания. С помощью цементировочных агрегатов готовят буферные жидкости и жидкости затворения, перекачивают жидкости. Их также используют для промывки скважин, обработок призабойной зоны, опрессовки обсадных и бурильных труб и колонн, стволов скважин и различного гидравлического оборудования, изоляции поглощающих пластов.

Рисунок 17.38 – Цементировочные агрегаты ЦА-320 и его аналоги

(АНЦ-320, УНБ-125х32 АЦ-32)

До последнего времени наиболее распространенными являлись цементировочные агрегаты ЦА-320 и ЗЦА-400. Все цементировочные агрегаты имеют похожую комплектацию и отличаются только мощностью и производительностью агрегатов.

276