Осложнения и аварии в процессе бурения

Подготовка обсадных труб

В подготовку обсадных труб входит проверка качества их изготовления и обеспечение сохранности при транспортировании к месту проведения работ и погрузо-разгрузочных операциях, а также при их перемещении на буровой.

При хорошей организации контроля обсадные трубы неоднократно подвергаются проверке и проходят следующие виды контрольных испытаний и обследований:

·       гидравлические испытания на заводах-изготовителях;

·       обследование наружного вида обсадных труб, проверку резьб и шаблонирование внутреннего диаметра труб на трубно-инструментальной базе бурового предприятия (УБР);

·       гидравлические испытания обсадных труб на трубно-инструментальной базе бурового предприятия (УБР), в отдельных случаях испытания труб можно проводить непосредственно на буровой;

·       визуальное обследование доставленных на буровую труб, промер длины каждой грубы;

·       шаблонирование, проверку состояния резьбы трубы над устьем скважины во время спуска обсадной колонны.

Завод-изготовитель при проверке качества готовой продукции проводит гидравлические испытания обсадных труб. По действующим инструкциям испытывать необходимо все трубы диаметром до 219 мм включительно и 50%, труб диаметром свыше 219 мм. Каждая труба поступает на испытание с навинченной и закрепленной муфтой.

Под давлением труба должна находиться не менее 10 с. Обсадная труба признается годной, если на ее внешней поверхности не обнаруживается никаких следов проникновения влаги изнутри.

На трубно-инструментальной базе бурового предприятия все трубы, прошедшие осмотр и инструментальный контроль, подвергают гидравлическим испытаниям на специальных стендах. Предельное давление при испытании определяют в зависимости от ожидаемых максимальных давлений. Для эксплуатационных и промежуточных колонн оно должно превышать ожидаемое внутреннее избыточное давление на 5 - 20 %. Но при этом давление испытания не должно превышать допустимых значений. Трубу выдерживают под максимальным давлением не менее 10 с и слегка обстукивают ее поверхность вблизи муфты. Труба признается годной, если не обнаруживается никаких следов проникания влаги изнутри. У прошедшей испытания трубы на прочищенные и смазанные резьбы навинчивают специальные предохранительные колпаки для их защиты от повреждения при транспортировке на буровую.

Подготовка бурового оборудования

Обеспечить безотказную работу бурового оборудования и создать наиболее благоприятные условия для буровой бригады на период спуска обсадной колонны - таковы основные задачи подготовки оборудования. Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы.

Буровая бригада совместно с представителями механической службы проверяет буровое и силовое оборудование. Особое внимание обращают на надежность крепления и исправность буровой лебедки и ее тормозной системы, проверяют исправность буровых насосов и заменяют изношенные детали, проверяют состояние вышки и талевой системы, в случае необходимости осуществляют переоснастку талевой системы для повышения ее грузоподъемности. На высоте 8 - 10 м от пола на вышке устанавливают передвижную люльку для рабочего, который будет занят центрированием верхнего конца наращиваемой обсадной трубы. Проверяют состояние контрольно-измерительных приборов на буровой.

Подготавливают рабочее место у устья скважины: убирают инструмент, который не понадобится при спуске колонны, и очищают пол буровой, вровень со столом ротора устанавливают временный деревянный настил. Обращают внимание на усиление освещенности рабочих мест, навешивают дополнительные светильники.

В подготовительный период на буровую доставляют достаточное количество (с резервом) дополнительного инструмента, который понадобится при спуске обсадной колонны. Обсадные трубы подвозят специальными транспортными средствами и размещают на стеллажи по секциям в порядке их спуска. На каждый комплект предусматривается резерв в количестве 5 %, от метража труб.

Подготовка ствола скважины

Чтобы избежать осложнений при спуске обсадной колонны, предусматривается комплекс работ по подготовке ствола скважины. Виды работ и их объем зависят от состояния ствола скважины, сложности геологического разреза и протяженности открытой части ствола. О состоянии ствола судят по наблюдениям при спуске и подъеме бурильной колонны (посадки, прихваты, затяжки и т. д.), по прохождению геофизических зондов, по данным кавернометрии и инклинометрии.

Заранее выделяют интервалы, где отмечены затруднения при спуске бурильного инструмента, зоны сужения ствола, образования уступов, участки резкого перегиба оси скважины и т. д. В этих интервалах в подготовительный период проводят выборочную проработку ствола. В скважину спускают новое долото (с центральной промывкой) в сочетании с жесткой компоновкой и, удерживая инструмент на весу, прорабатывают выделенные интервалы с промывкой при скорости подачи 40 м/ч. Выдерживание вращающегося инструмента на одном месте не допускается во избежание зарезки нового ствола. Если отмечаются трудности в прохождении инструмента, его приподнимают и спускают несколько раз. В сложных условиях скорость подачи инструмента может быть снижена до 20 - 25 м/ч.

После выборочной проработки ствол скважины шаблонируют. Для этого из обсадных труб собирают секцию длиной около 25 м и на колонне бурильных труб спускают ее в ствол скважины на всю глубину закрепляемого участка. Таким способом проверяют проходимость обсадных труб.

Через спущенный инструмент скважину тщательно промывают до полного выравнивания свойств промывочной жидкости. Общая продолжительность непрерывной промывки не менее двух циклов. В конце промывки в закачиваемую промывочную жидкость добавляют нефть, графит и другие аналогичные добавки для облегчения спуска обсадной колонны. При извлечении из скважины длину инструмента измеряют и по суммарной его длине контролируют протяженность ствола скважины.

Завершив подготовительные работы, приступают к спуску обсадной колонны в скважину.

Спуск обсадной колонны

Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом УБР. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон.

Условный диаметр обсадной трубы, мм ........…………... 114 – 219, 245 – 340, 407 - 508

Длина шаблона, мм ………………………………………..150, 300

Разница между внутренним номинальным

диаметром трубы и наружным диаметром шаблона, мм .......... 3, 4, 5.

При подъеме трубы шаблон должен свободно пройти через нее и выпасть. Если шаблон задерживается, то трубу отбраковывают. Над устьем скважины с нижнего конца приподнятой трубы свинчивают предохранительное кольцо, промывают и смазывают резьбу.

У кондуктора и промежуточных колонн резьбовые соединения нижних труб обычно проваривают прерывистым сварным швом для предупреждения их отвинчивания при последующих работах в скважине.

Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3 - 0,8 м/с.

Если колонна оснащена обратным клапаном, после спуска 10 - 20 труб доливают промывочную жидкость внутрь колонны, чтобы не допустить смятия труб избыточным наружным давлением.

По мере необходимости проводят промежуточные промывки с помощью цементировочного агрегата или бурового насоса. Во время промывки необходимо непрерывно расхаживать колонну.

В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования. Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважины.

9.5. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т. е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин «цементирование».

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.

Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.

Цементирование включает пять основных видов работ:

·            приготовление тампонажного раствора,

·            закачку его в скважину,

·            подачу тампонажного раствора в затрубное пространство,

·            ожидание затвердения закачанного материала,

·            проверку качества цементировочных работ.

Оно проводится по заранее составленной программе, обоснованной техническим расчетом.

Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:

·            раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);

·            тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).

В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

В мелких скважинах (например, структурных), которые заведомо не вскрывают продуктивных залежей и интервалов с высоким пластовым давлением, затрубное пространство можно изолировать тампонированием нижней части обсадной колонны глиной. Тампонирование выполняется по более простой технологии, чем цементирование, и обеспечивает лишь временную и довольно слабую изоляцию.

Тампонирование обсадной колонны в скважине может осуществляться задавливанием обсадной колонны на глубину до 0,8 - 1,2 м в пласт глины мощностью не менее 2,5 - 3,0 м; по способу с нижней пробкой, когда глину в виде шариков предварительно забрасывают на забой, а затем продавливают в затрубное пространство самой обсадной колонной, нижний конец которой перекрыт пробкой; по способу с верхней пробкой; в этом случае в нижнюю трубу набивают глину, над ней помещают пробку, с помощью которой вблизи забоя глину выпрессовывают под действием нагнетаемой с поверхности жидкости.

Преимущество метода тампонирования глиной состоит в том, что после завершения всех работ в скважине обсадная колонна может быть освобождена и извлечена для последующего использования.

Цементирование скважин является сложной инженерной задачей, требующей пристального внимания на всех этапах строительства скважин.

Обеспечение качественного цементирования скважин позволяет резко увеличить долговечность скважин и срок добычи безводной продукции.

Существующая отечественная цементировочная, техника, технологическая оснастка, тампонажные материалы позволяют обеспечить качественное крепление скважин при выполнении следующих условий:

·            Неуклонного выполнение требований технологического регламента крепления скважин;

·            Соблюдения технологической дисциплины тампонажной бригадой;

·            Высокой квалификации тампонажной бригады;

·            Использование качественных тампонажных материалов;

·            Составления паспортов крепления скважин с учетом полного фактора горно-геологических условий крепления;

При существующей технике и технологии крепления скважин повышения качества цементирования возможно за счет:

·            получения и использования достоверной геофизической информации по состоянию ствола скважины;

·            правильного подбора промывочной жидкости в процессе бурения с целью уменьшения кавернообразования;

·            правильного выбора буферной жидкости;

·            обеспечения турбулентного режима течения тампонажного раствора в затрубном пространстве при закачке;

·            жесткого контроля за параметрами цементного раствора в течении всего периода цементирования;

·            использования высокоэффективного селективно-манжетного цементирования при цементировании водоплавающих залежей и малой мощностью непроницаемых глинистых перемычек;

·            очистка застойных зон от бурового раствора при проработке ствола скважины струйными кольмататорами.

9.6. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН

Основные осложнения при креплении скважин следующие:

·            недоподъем тампонажного раствора;

·            межпластовые перетоки;

·            флюидопроявления;

·            недоспуск колонн.

Если недоподъем раствора или недоспуск колонн в целом связан с нарушение технологического регламента при креплении, то межпластовые перетоки и флюидопроявления требуют изменения технологии крепления скважин и применение других тампонажных материалов, повышения качества геофизического исследования скважин.

Анализ осложнений показывает, что вследствие неправильного определения ВНК около 38% скважин содержит обводненную продукцию; 29 % осложнений связано с поглощением тампонажного раствора и как следствие недоподъемом цементного раствора, на межпластовые перетоки приходится около 15-25%, флюидопроявления – 5 % и 5-13 % связано с недоспуском колонн.

Восстановление герметичности заколонного пространства требует значительных затрат.

Так, например, затраты на ликвидацию межпластовых перетоков составляют в среднем 15% от стоимости скважины при продолжительности ремонтных работ превышающих время строительство самой скважины. Все указанные выше причины некачественного крепления скважин резко снижают их долговечность.

Производственный опыт показывает, что при долговечности скважин Тс = 10 лет теряется до 75 % доступных к извлечению запасов, от 10 до 20 лет – 25-50 5, и при Тс ≥30 лет всего лишь 10-15 %. В связи с этим качество крепления скважин имеет актуальное значение.

9.7. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

Природная группа факторов: термобарические условия в скважине, тектонические нарушения, ФЕС коллектора и степень его неоднородности, положение продуктивных пластов по отношению к подошвенным и пластовым водам.

Влияние природных факторов оценено в настоящее время неполно в следствии сложности моделирования процессов, отсутствия аппаратуры и соответствующих методик.

Технико-технологические факторы:

·            состояние ствола скважины (интервалы проявлений и поглощений, кавернозность, кривизна и перегибы ствола, толщина фильтрационной корки);

·            конструкция обсадной колоны и состав технологической оснастки (величина зазора, длина и диаметр колонн, расстановка технологической оснастки);

·            тампонажные материалы (состав, физико-механические свойства коррозийная устойчивость тампонажного раствора (камня);

·            технологические параметры цементирования (объем и вид буферной жидкости, скорость восходящего потока, соотношения между реологическими показателями и плотностью вытесняемой и вытесняющей жидкостей, расхаживание и вращение колонн);

·            уровень технической оснащенности процесса цементирования.

Организационные факторы:

·            уровень квалификации членов тампонажной бригады;

·            степень соответствия процесса цементирования технологическому регламенту;

·            степень надежности цементировочной схемы.

Действие температур

Рост температуры с 20 до 75ºС обеспечивает увеличение прочности цементного камня в течении всего периода твердения. Увеличение температуры до 110ºС приводит к снижению прочности с одновременным увеличением проницаемости цементного камня. Другой причиной увеличения проницаемости цементного камня является усадка в процессе твердения, вследствии содержания в портландцементе до 60 % оксида кальция и последующего его выщелачивания гидрооксида кальция при его взаимодействии с кальцийсодержащими пластовыми флюидами.

На месторождении с АВПД наиболее опасны заколонные нефтегазопроявления. Для их предупреждения необходимо:

·            закачивание в скважину разнотемпературных пачек цементного раствора, отличающихся по времени схватывания на 2ч, обеспечивающее быстрое твердение нижней части столба цементного раствора и исключающее прорыв газа;

·            создание в затрубном пространстве избыточного давления сразу после окончания цементирования;

·            увеличение плотности бурового раствора до возможно максимальной величины;

·            использование многоступенчатого цементирования;

·            увеличение плотности жидкости затворения;

·            использование седиментационно устойчивых тампонажных материалов с ускоренным сроком схватывания;

·            создание плотной баритовой пробки, размещаемой между верхней и нижней порциями тампонажного раствора. Осаждение барита в период ОЗЦ приводит к образованию непроницаемой перегородки.

Расположение продуктивного пласта

При расстоянии между продуктивным и напорными горизонтами менее 10 метров приводит к преждевременному обводнению скважин, число таких скважин достигает 30 %.

Цементное кольцо выдерживает перепад давления до 10 МПа при толщине разобщающей перемычки более 5 м, при толщине такой перемычки меньше указанной величины необходима установка заколонных пакеров.

Эффективность крепления с использованием от одного до четырех пакеров показал опыт работ на Самотлорском, Федоровском, Суторминском и Лянторском месторождениях.

Процесс цементирования с использование пакеров предусматривает расширения уплотни тельного рукава пакера с герметизацией затрубного пространства перед открытием циркуляционных отверстий, через которую цементирую колонну выше пакера.

Практика применения заколонных пакеров показала, что их применение эффективно, если расстояние перфорации до водоносного пласта >3 м, а диаметр каверн не превышает 0,25 м.

При толщине разобщающей перемычки <3 м возникают сложности с установкой пакера, т.к. существующие методы контроля не обеспечивают точную установку пакера, обусловленные тем, что довольно трудно подсчитать удлинение колонны под действием растягивающих нагрузок и температуры, а также разного характера деформации при удлинении каротажного кабеля и бурильных труб. В среднем удлинение эксплуатационной колонны Ø 146 мм достигает 1 м на каждые 1000 метров.

Наибольшую сложность при качественном креплении скважин представляют тонко переслаивающие пласты с внутрипластовыми водами. В этом плане заслуживает внимание метод основанный на разнопьезопроводности водных и нефтяных пластов отличающихся друг от друга в 50 раз.

Для реализации этого метода в скважине после закачки расчетного количества тампонажного раствора плавно повышают давление над пластом путем частичного перекрытия заколонного пространства. Затем резко сбрасывают давление и оставляют на 0,3 ч. Через 1 мин. после сброса давления радиус гидродинамического возмущения в нефтяном пласте составил 2,8м, тогда как в водоносном – 21,5 м, если обусловило поступление цементного раствора в водоносные пропластки.

Технико-технологические факторы

Одна из основных причин неудовлетворительного цементирования – наличие толстой фильтрационной корки на стенках скважины и обсадных труб. Тампонажный раствор в турбулентном режиме способен вытеснять до 95 % бурового раствора, но неспособен удалить глинистую корку. Доказано, что даже при скорости 3 м/с глинистая корка не удаляется. При механической очистки с помощью скребков иногда случаются поглощения или прихваты колонн, поэтому заслуживают внимание рекомендации не очищать корку, а упрочнять ее путем химической обработки или применения тампонажных растворов на полимерной основе, фильтрат которых способен отверждаться, упрочняя при этом корку. Однако такая технология не приемлема в ПЗП.

Кривизна и перегибы ствола

Качественное крепление наклонно-направленных скважин осложняется тем, что ствол всегда осложнен перегибами, желобными выработками, кавернами, осадками твердой фазы на нижней стенке ствола.

Указанные причины не позволяют качественно вытеснять буровой раствор, и даже применение центраторов не гарантирует соприкосновение обсадной колонны со стенками скважин с оставлением протяженных «защемленных» зон бурового раствора.

С отфильтровыванием части жидкости затворения в проницаемые породы и усадкой цементного камня связано возникновение 80 % микрозазоров размером 0,07-0,14 мм.

Существенное влияние оказывает изменение давления за колонной в процессе ОЗЦ, связанное с опережающим схватыванием цементного раствора против хорошо проницаемых пластов.

Отрицательное влияние оказывает подогрев продавочной жидкости, воды затворения и тампонажного раствора. Для предупреждения возникновения осложнений рекомендуется использовать незамерзающие продавочные жидкости и минерализованные тампонажные растворы с пониженным водоцементным отношением.

Общими мероприятиями по улучшению состояния контакта являются:

·            снижения давления до атмосферного сразу после продавливания раствора;

·            ограничение мощности залпа перфоратора до 10 отверстий на 1 м, при большей мощности нарушается контакт на длине 10 м. и более, при этом давление в скважине при взрыве 10 зарядов ПСК 80 составляет 83,3 МПа, а при взрыве 58 зарядов ПСК – 105 – 278 МПа;

·            использование расширяющихся тампонажных материалов;

·            опрессовка колонн сразу после окончания цементирования;

·            установка пакеров;

·            использование для разбуривания цементного камня лопастными долотами.

Ликвидация таких зон возможных воздействием на них высоконапорных струй жидкости или использование эксцентриковых устройств.

Вращение и расхаживание колонны

В большинстве случаев эти технологические операции не проводятся вследствие отсутствия соответствующего оборудования, а также недостаточной прочности колонн. Для обеспечения безаварийного расхаживания прочность колоны должны рассчитываться с коэффициентом запаса прочности на растяжении равным 1,6 (без учета плавучести). Эффект вращения существенен при частоте вращения до 35 об/мин. При скорости подъема 0,2-0,3 м/с, и плавного спуска без рывков при скорости 0,4-0,5 м/с перед остановкой опасения разрыва обсадной колонны не обоснованы. Эффективность цементирования при расхаживании и вращении колонны увеличивается на 15-20 %, успешность на 90 %. Не рекомендуется вращение и расхаживания колонны при осложнениях ствола вызванных сужениями, резкими перегибами, большими азимутальными углами искривления, использовании утяжеленного бурового раствора.

Характеристика контакта цементного камня с колонной

Нарушение герметичности контакта – главная причина межпластовых перетоков. Причинами нарушения являются:

·            избыточное давление в колонне в период ОЗЦ;

·            состояние наружной поверхности обсадной колонны;

·            вторичное вскрытие пласта взрывными перфораторами.

Качество формируемого цементного камня

Важным условием надежного разобщения пластов является предупреждение фильтрации пластового флюида через поровое пространство твердеющего раствора. Для этих целей используются:

·            цементно-смолистая композиция (ЦСК) с добавкой смолы ТЭГ-1, обеспечивающих качество цементирования с близкорасположенными водоносными объектами;

·            цементно-латексный раствор стабилизированного ПАВ, обладающего повышенным (более чем в 3 раза) сопротивлением к гидравлическому разрыву, пригодным для крепления проницаемых горных пластов и пластов с внутрипластовыми водяными пропластками.

Буферные жидкости

Для повышения степени заполнения заколонного пространства тампонажным раствором важен правильный выбор типа и объема буферной жидкости.

Объем буферной жидкости для эффективной очитки затрубного пространства зависит от времени контакта и определяется как произведение:

где Sз.п. – площадь затрубного пространства, м2;

Vв.п. – скорость восходящего потока, м/с (Vв.п. ≥ 1 м/с);

t – время контакта, с (t=420-480 с).

Время контакта играет существенную роль в эффективности цементирования. При времени контакта менее 7 мин в 50 % случае качество цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное цементирование.

Полноту вытеснения бурового раствора можно существенно увеличить, если в качестве буферной жидкости использовать нефть или дизельное топливо.

Добавление в буферную жидкость кварцевого песка с фракциями 0,2-0,8 мм в количестве 5-20 % (по массе) приводит к турбулизации потока даже при низких скоростях движения.

Технологические параметры цементирования

Определяющим фактором полноты замещения жидкостей в затрубном пространстве является - скорость восходящего потока и режим его течения. Последний оценивается обобщающим параметром Рейнольдса Re*.

Высокая степень вытеснения может быть достигнута и при низких скоростях течения при условии определенного соотношения реологических параметров контактирующих жидкостей. Турбулентный режим потока возможен при условии:

где τ0 – динамическое напряжение сдвига, Па;

 ρ – плотность раствора, г/см3 .

При меньшем значении скорости потока существует струйный режим.

Существенное значение на степень вытеснения играет эксцентричность колонн, в наклонной под углом 30˚ скважине даже при скорости восходящего потока 3 м/с полнота вытеснения не превышает 70 %, а при скорости 0,4-0,7 м/с площадь цементного кольца составляет всего 40%.

Лучшее вытеснение бурового раствора происходит при меньшей разнице плотностей растворов, но при большей скорости закачивания тампонажного раствора.

Технологическая оснастка

Качество работ значительно повышается при совместном использовании центраторов и скребков.

В этом случае число ремонтных работ снижается с 60 % до 16%.

Если вследствие деформации диаметр центраторов уменьшается до диаметра долота, то эффективность их применения будет незначительна и образование застойных зон предупреждается при коэффициенте кавернозности не превышающим 1,1-1,3. Поэтому, для увеличения степени замещения цементный раствор необходимо прокачивать при высоких скоростях его течения, обеспечивая турбулентный режим.

Для упрощения технологической оснастки обсадных колонн и повышения их жесткости предложена конструкция центратора-турбулизатора, представляющий собой центратор, у которого планки относительно их средней части развернуты во взаимно противоположные стороны, что обеспечивает турбулизацию потока.

На практике число элементов технологической оснастки не превышает 50, хотя для качественного цементирования их число должно быть в 2 раза больше.