Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие

	10. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН
	10.1. ЭЛЕМЕНТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ОСНАСТКИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Элементы оснастки обсадных колонн представляют собой комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пла­стов и последующей нормальной эксплуатации скважин. Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны в целях повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной ко­лонны на резьбе или сварке. Направляющие насадки в основном изго­товляют из чугуна или бетона. В промежуточных колоннах при после­дующем углублении ствола их разбуривают. Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более в ряде случаев применяют башмаки с фас­кой без металлических направляющих насадок в целях исключения работ по разбуриванию металла на забое. Башмачный патрубок с отверстиями применяют в тех случаях, ко­гда существует опасность забивания промывочных отверстий направ­ляющей насадки. Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бу­рового или тампонажного раствора из заколонного пространства в об­садную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него. Обратные клапаны изготовляют корпусными и бескорпусными. По виду запорного элемента они делятся на тарельчатые, шаровые и имеющие шарнирную заслонку. По принципу действия различают три группы обратных клапанов: 1) исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в обсадную колонну при ее спуске в скважину; 2) обеспечивающие самозаполнение спускаемой обсадной колонны буровым раствором при определенном (задаваемом) перепаде давлений над клапаном и в заколонном пространстве, но исключающие возможность обратной циркуляции раствора; 3) обеспечивающие постоянное самозаполнение обсадной колонны раствором при спуске в скважину и позволяющие 346

	ее промывку методом обратной циркуляции, они включаются в работу после доставки запорного элемента клапана с поверхности в его кор­пус. Если возможны газонефтеводопроявления, но отсутствуют погло­щения, то при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин следует применять обратные клапаны соответственно первой и второй групп. При возможности поглощения и отсутствии проявле­ния пластов целесообразно использовать клапаны третьей группы при креплении вертикальных и наклонно направленных скважин. Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для получения чет­кого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10— 30 м от башмака. Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины в целях равномерного заполнения кольцевого про­странства тампонажным раствором и качественного разобщения пла­стов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважи­ны, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным вследствие образования локальных завихрений восходящего потока рас­твора в зонах центраторов, а также облегчают работу по подвеске хво­стовиков и стыковке секций обсадных колонн в результате центрирова­ния их верхних концов. Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок — на сварные и разборные. Их обычно устанавливают в средней части каждой обсадной трубы, т.е. в местах наибольшего изгиба. При креплении наклонно направленных скважин применение цен­траторов обязательно. Скребки используют для разрушения корки бурового раствора на стенках скважины при расхаживании обсадной колонны в процессе ее цементирования и образования прочного цементного кольца за обсад­ной колонной. Проволочные скребки корончатого типа комплектуют упорным кольцом "стоп" с витым клином и устанавливают на обсад­ной колонне рядом с центратором, выше и ниже каждого из них. Турбулизаторы предназначены для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при це­ментировании скважины. Их устанавливают на обсадной колонне в зонах расширения ствола скважины на расстоянии не более 3 м друг от друга. Лопасти турбулизаторов могут быть металлическими или рези­новыми (резина покрывается двумя слоями кордной хлопчатобумажной ткани).
	347

	Муфты ступенчатого цементирования применяют для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема там-понажного раствора на большую высоту (до 3000 м и более). При ос­нащении обсадных колонн указанными муфтами становится возмож­ным цементирование скважин в две ступени, как с разрывом во време­ни между ступенями, так и без него. В стволе скважин их рекоменду­ется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны или желобообразова-ния, а в наклонно направленных скважинах — также в вертикальной части ствола. Разъединители хвостовиков и секций обсадных колонн предназна­чены для безопасного спуска на бурильных трубах и для цементирова­ния потайных колонн (хвостовиков) или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб. Разъединители делятся на резьбовые (левая резьба) и безрезьбовые, к которым отно­сятся кулачковые, замковые и штифтовые разъединители. Разъедини­тели оснащены внутренним пакерующим узлом для обеспечения цир­куляции жидкости через башмак потайной колонны или секции обсад­ной колонны после отсоединения обсадных труб от бурильных в разъ­единителе и цементирования их. Наличие секционной разъединитель­ной пробки в разъединителях позволяет в процессе цементирования потайных колонн или секций обсадных колонн разобщать тампонаж-ный раствор и продавочную жидкость. Подвесные устройства применяют для подвешивания хвостовиков или секции обсадных колонн в стволе скважины в целях предотвраще­ния их изгиба от действия собственного веса. Глубинную подвеску потайных колонн или секций обсадных колонн при креплении сква­жин производят тремя способами: на цементном камне, клиньях и опорной поверхности. Потайные колонны и секции обсадных колонн можно подвешивать на цементном камне в обсаженной и необсажен-ной частях ствола без ограничений их длины, глубины скважины и кольцевых зазоров, но при обязательном подъеме тампонажного рас­твора на всю длину цементируемой колонны. Соединители секций обсадных колонн предназначены для глубин­ной стыковки секций обсадных колонн и образования с их помощью сплошной обсадной колонны. Они подразделяются на устройства для соединения цементируемых и нецементируемых (съемных) секций обсадной колонны. Соединители должны обеспечить соосность соеди­няемых секций, герметичность соединения секций обсадных колонн и проходимость по ним долот, инструментов и приборов. Герметизирующие устройства применяют для герметизации верх­ней части зацементированных потайных колонн или секций обсадных колонн. Они перекрывают кольцевое заколонное пространство.
	348

	Наружные пакеры для обсадных колонн применяют в целях качест­венного разобщения и изоляции продуктивных горизонтов, близкорас­положенных пластов с большим перепадом пластовых давлений, а также для предупреждения затрубных газонефтеводопроявлений. Они могут быть гидравлического или механического действия и срабаты­вают после достижения давления "стоп" в конце процесса цементиро­вания. Заколонные гидравлические пакеры предназначены для разобще­ния пластов — двухступенчатого и манжетного цементирования обсад­ных колонн. Для предотвращения затрубных перетоков, газонефтево­допроявлений и разрушения цементного кольца в процессе бурения скважины под эксплуатационную колонну применяют гидравлические пакеры для герметизации башмака обсадной колонны. Разделительные цементировочные пробки используют для разоб­щения тампонажного и бурового растворов, а также продавочной жид­кости при цементировании обсадных колонн. Кроме того, их приме­няют для получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора. Они делятся на нижние и верхние. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачкой тампонажного раствора для предотвращения его смешивания с буро­вым раствором; верхнюю — после закачки тампонажного раствора и перед закачкой продавочной жидкости. При цементировании потай­ных колонн и секций обсадных колонн используют верхние двухсек­ционные пробки, состоящие из двух частей: нижней части, подвеши­ваемой на средних калиброванных штифтах в обсадной трубе, соеди­ненной с бурильной колонной, и верхней части, продавливаемой по бурильным трубам. 10.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНФИГУРАЦИИ И ОБЪЕМА СТВОЛА СКВАЖИНЫ При бурении скважин, особенно наклонно направленных и горизон­тальных, в результате взаимодействия со стенками ствола элементов бурильной колонны при продольном и поперечном перемещениях, вибрации, а также упругой деформации бурильного инструмента от сжимающих нагрузок и крутящих моментов в необсаженной части ствола скважины образуются выработки в виде желобов и каверн (уширения). Если ширина образовавшейся выработки а < 1,Зй?3 (где d3 -диаметр УБТ или бурильного замка), то ее считают желобом, а если а > 1,3d3 — каверной или уширением. Под физико-химическим воздейст­вием бурового раствора размеры ствола, в том числе и размеры желоба и каверны, могут существенно изменяться. Для качественного выполнения ряда процессов при бурении и кре­плении скважин требуется точное знание конфигурации и размеров 349

	поперечного сечения ствола. На основе этих данных определяют коли­чество тампонажных материалов и буферной жидкости для цементи­рования обсадных колонн и установки цементных мостов, жидкости для установки жидкостных ванн (нефть, вода, кислота, щелочь) и т.д. Установлено, что определение поперечного сечения ствола по ре­зультатам кавернометрии приводит к значительным ошибкам в расче­тах требуемого количества указанных материалов [3]. Объясняется это тем, что вследствие конструктивных особенностей и заложенного принципа действия каверномера получаемое поперечное сечение ство­ла скважины всегда имеет вид окружности. В действительности оно в зависимости от технико-технологических условий проводки скважин и физико-механических свойств горных пород может иметь различную форму. В связи с этим более совершенным считается определение конфигурации и объема ствола скважин по данным профилеметрии [3]. Профилемер позволяет за один рейс одновременно записать три кривые, две из которых характеризуют изменение двух поперечных размеров ствола во взаимно перпендикулярных плоскостях (профиле-грамма), а третья — усредненный диаметр скважины (кавернограмма). На рис. 10.1 приведены возможные варианты профилеграмм. При наличии желоба или каверны поперечное сечение ствола скважины характеризуется тремя параметрами: диаметром ствола (долота) D, шириной желоба или каверны а и наибольшим размером поперечного сечения ствола Ь(ажЬ определяются профилеметрией). Если кривые профилеграммы а и Ъ совпадают с линией номиналь­ного диаметра ствола D, то поперечное сечение скважины представля­ет собой окружность с диаметром, равным диаметру долота, т.е. DC = D (рис. 10.1, /). Если кривые профилеграммы аи b сходятся и расположены правее линии номинального диаметра ствола D, то диаметр его поперечного сечения оказывается больше диаметра долота (каверна с поперечным сечением в виде окружности, рис. 10.1, 2). Размер каверны при этом увеличивается с ростом смещения кривых аиЬот линииD вправо, а D. = a = b>D.
	350

	Характе­ристики ствола	Пртрилеграмма	Поперечное селение отдала	Вари­ант
	I	О Гд a=b
	а=Ъ
	I
	а=Ь
	Д.
	Рис 10.1. Виды поперечных сечений ствола скважины по данным профилеметрии Когда кривые профилеграмм а и Ъ расходятся и находятся правее линии D, то поперечное сечение ствола представляет собой овал (ка­верна в виде овала, рис. 10.1, 3); при этом чем больше расходятся кри­вые а и Ъ относительно друг друга, тем более вытянутую форму имеет каверна этого вида.
	351

	Если кривая профилеграммы а сходится с линией D, а кривая Ъ на­ходится правее нее, то поперечное сечение ствола характеризуется наличием каверны шириной a = D (рис. 10.1, 4). При расположении кривых профилеграмм а и Ъ по разные стороны от линии D поперечное сечение ствола характеризуется наличием ка­верны, если ширина а > 1,Зй?3 (рис. 10.1, 5), либо наличием желоба (же-лобной выработки), если ширина а < 1,Зй?3 (рис. 10.1, 8, 9). При этом чем больше расходятся кривые а и Ъ, тем значительнее глубина же-лобной выработки или каверны в стенках ствола скважины. В случаях, когда обе кривые профилеграммы расположены влево от линии D, поперечное сечение ствола характеризуется сужением и представляется в виде окружности с диаметром Д. = = D. При этом кривые профилеграммы сходятся (рис. 10.1, 6) либо расходятся (рис. 10.1,7). После расшифровки профилеграмму разбивают на участки, кото­рые представлены желобными выработками, кавернами, сужениями и номинальным размером ствола. Далее определяют площадь и объем каждого участка ствола, а затем общий объем заколонного простран­ства в интервале цементирования обсадной колонны. Площадь поперечного сечения ствола каждого участка следует оп­ределять с учетом всех параметров, характеризующих данное сечение. Поскольку поперечное сечение стволов с желобом или каверной ха­рактеризуется тремя параметрами D, а и Ъ, то площадь поперечного сечения их следует определить с учетом этих трех параметров. Площадь поперечного сечения и объемы стволов с желобами и ка­вернами определяют по следующим формулам: при а > D (см. рис. 10.1,3)
	(10Л>
	тгП =------+ D(b-D).                                               (10.2) 4 F при а = D (см. рис. 10.1,4)
	При а < D площадь поперечного сечения ствола с каверной или жело­бом определяется в зависимости от их глубины 8 = b—D. Если глубина каверны и желоба 8>дк= 0,5[Jd2 -a2 -D + a) при а > d3 (10.3) или глубина желоба
	352

	d3) при a<d3, (10.4)
	то площадь поперечного сечения ствола с каверной (см. рис. 10.1, 5) и желобом (см. рис. 10.1, 8)
	где
	С1= Ja2+-\p-ylD2-a2).                           (10.6) Если глубина желоба 8<8'K=0,5{jD2-d2-D + d3),                           (10.7) то площадь поперечного сечения ствола (см. рис. 10.1, Р)
	^ ^bd3)U 4 4                     4 где	(10.8)
	C2=Ja2+-(2b-D-^D2-a2J.                       (10.9) Площадь поперечного сечения ствола скважины для возможных случаев образования желобов и каверн (уширений) с достаточной для практических целей точностью может быть также определена по обобщенной упрощенной формуле тгП2 F =-----+ a(b-D).                                               (10.10) 4 Если поперечное сечение ствола представляет окружность или ха­рактеризуется сужением (см. рис. 10.1,1,2, 6, 7), то его площадь опре­деляется по формуле
	353

	30 40 50 см SO SO см 29 39 49 см
	Рис. 10.2. Примеры (2—/) профилеграмм по скважинам Для случаев поперечного сечения ствола в виде окружности с но­минальным диаметром ствола (см. рис. 10.1, /) или с сужением ствола (см. рис. 10.1, 6, 7) диаметр ствола принимается равным диаметру до­лота (Dc = D). Если ствол скважины характеризуется каверной с попе­речным сечением в виде окружности (см. рис. 10.1,2), то Д, = а = Ъ. Тогда объем ствола скважины с различными поперечными сече­ниями F( и интервалами /,- находят из выражения V = Fl +FI +... + FI .                                    (10.12) Ниже приведены примеры по определению площади поперечного сечения и объема ствола скважины для конкретных случаев и форм поперечного сечения скважины (рис. 10.2) по точным и упрощенной формулам в сопоставлении с методикой [3]. Пример 10.1. Определить площадь поперечного сечения F и объем ствола скважины Vb интервале 625-715 м, представленном жепобной выработкой фис. 10.2,1) при Ъ = 615 мм, а = 234 мм, D = 394 мм и / = 90 м. Решение. Ввиду того, что а > d, по формуле (10.3),
	5 =1	394 -234 -394 +234 1=78 мм,
	Так как 8 > 8к, поэтому пользуемся формулами (10.6) и (10.5):
	■■ , 2342 + - (з94 - -II                  3		'3942-2342) = 250 мм,
	354

	( 2 2342 ^ 234 /                                      ,----2--------г\ F = 0,785 394 +------ +-----\4 - 615-2 • 394-2 • 234-л/394 -234 )-■ {             2 J 4 = 0,1706м2,
	откуда V= Fl = 0,1706-90 = 15,4 м3. По упрощенной формуле (10.10) F = 0,785 ■ 3942 + 234(615 - 394) = 0,1736 м2, тогда V= 0,1736-90 = 15,6 м3. Погрешность при использовании упрощенной обобщенной формулы (10.10) по сравнению с точной (10.5) составляет всего лишь 1,3 %. По методике [3] для этого интервала V= 18 м3, причем погрешность составляет 16,9 %. Если в данном примере принять а = 180 мм, то по указанной методике объем ствола останется прежним, т.е. V= 18 м3. В действительности при этом площадь и объем ствола снизятся и составят^ = 0,1594 м2 и V= 14,3 м3. Следовательно, погрешность в определе­нии объема ствола по этой методике составит 25,9 %. Для этого случая по обобщенной упрощенной формуле (10.10) F= 0,1616 м2, V= 4,5 м3, т.е. погрешность по сравнению с точной формулой (10.5) составляет 1,4 %. Пример 10.2. Определить площадь поперечного сечения и объем ствола в интервале 3325-3395 м, характеризующемся наличием каверны (рис. 10.2, 4) при а = 295 м, Ь = 335 мм, D = 269 мм, 1 = 70 м. Решение. По формуле (10.1) 3,14 2 2 269 +295 f 269 + 295^ F =------(269 +295 ) +------------- 335-------------- =0,0775м2,
	откуда V= 0,0775-70 = 5,4 м3. По методике [3] для этого случая V= 6,3 м3, т.е. результат завышен на 16,7 %. Если для данного примера принять D = 214 мм, то по этой методике объем ствола останется прежним (V= 6,3 ж), т.е. будет завышен на 24 %, так как площадь поперечного сечения и объем ствола снизятся: F= 0,07262 м2 и V= 5,08 м3. По упрощенной формуле (10.10) при D = 269 мм значения F = 0,07627 м2 и V= 5,3 м3, а при D = 214 мм имеем F = 0,07164 м2 и F= 5,02 м3, т.е. погрешность относительно точного метода составляет соответственно 1,8 и 1,2 %.
	10.3. ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА Тампонажные материалы применяются для крепления скважин, изоля­ции зон поглощения бурового раствора и установки цементных мостов при испытании объектов на продуктивность. Тампонажные материалы классифицируются по следующим признакам: по виду клинкера и составу основных компонентов; по температуре применения; по средней плотности тампонажного це-
	355

	ментного теста; по устойчивости к воздействию агрессивных пласто­вых вод; по объемным деформациям при твердении. По виду клинкера и составу основных компонентов тампонажные цементы подразделяются на следующие: тампонажные на основе порт-ландцементного клинкера, тампонажные на основе глиноземистого клинкера, тампонажные бесклинкерные. Тампонажные цементы на основе портландцементного клинкера по вещественному составу в зависимости от содержания и вида добавок подразделяют на тампонажный портландцемент бездобавочный, тампо-нажный портландцемент с минеральными добавками и тампонажный портландцемент со специальными добавками, регулирующими свой­ства цемента. Перед названием такого цемента добавляется наимено­вание добавки. По температуре применения (°С) тампонажные цементы подразде­ляются следующим образом: для низких температур — ниже 15; для нормальных температур - от 15 до 50; для умеренных температур - от 50 до 100; для повышенных температур — от 100 до 150; для высоких температур — от 150 до 250; для сверхвысоких температур — выше 250; для циклически меняющихся температур. Цементы по средней плотности тампонажного цементного теста (кг/м3) подразделяются следующим образом: легкие — ниже 1400; облегченные - от 1400 до 1650; нормальные - от 1650 до 1950; утяжеленные - от 1950 до 2300; тяжелые — свыше 2300. По устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пла­стовых вод выделяют следующие виды тампонажных цементов: цементы, к которым не предъявляют требований по устойчивости тампонажного камня к агрессивности пластовых вод; устойчивые к сульфатным пластовым водам; устойчивые к кислым (углекислым, сероводородным) пластовым водам; устойчивые к магнезиальным пластовым водам; устойчивые к полиминеральным пластовым водам. По объемным деформациям тампонажного камня при твердении в водной среде в 3-суточном возрасте цементы подразделяют на сле­дующие: цементы, к которым требования не предъявляют; безусадочные с расширением не более 0,1 %; расширяющиеся с расширением более 0,1 %. 356

	Сроки схватывания тампонажных цементов (ГОСТ 2581—85). Начало схватывания должно наступать ранее: 2 ч для всех тампонажных портландцементов для низких и нор­мальных температур; 1 ч 45 мин для всех тампонажных портландцементов для умерен­ных и повышенных температур. Конец схватывания тампонажных портландцементов для низких и нормальных температур должен наступать не позднее: 10 ч для тампонажных портландцементов ДО и Д20; 18ч для облегченного и песчанистого. Конец схватывания тампонажных портландцементов для умеренных и повышенных температур должен наступать не позднее: 5 ч для тампонажных портландцементов ДО и Д20; 8 ч для облегченного; 6 ч для утяжеленного и песчанистого. Для цементирования скважин следует применять тампонажные ма­териалы (табл. 10.1), удовлетворяющие требованиям соответствующих стандартов. Тампонажные растворы для различных условий бурения состоят из тампонажного цемента, среды затворения, реагентов ускорителей и замедлителей сроков схватывания, реагентов-понизителей, показателя фильтрации и специальных добавок во избежание разрыва пород и поглощения, а также с целью лучшего вытеснения бурового раствора из кольцевого пространства. По температурному интервалу, приведенному в табл. 10.2 [3, 7], отбирают одну или несколько марок цементов (уточняют марки це­ментов по видам флюида и отложениям в интервале цементирования). Когда интервал цементирования включает несколько температур­ных зон, в раствор добавляют химические реагенты, чтобы верхняя пачка тампонажного раствора по срокам схватывания и твердения су­щественно не отличалась от нижней пачки раствора, т.е. время ОЗЦ должно быть одинаково по всему интервалу цементирования. В этом случае для выполнения требований по успешной доставке тампонажного раствора в затрубное пространство скважины в задан­ные сроки и для предупреждения осложнений, связанных с седимента-ционными, контракционными и другими эффектами взаимодействия тампонажных растворов с породами, необходимо регулировать сроки схватывания растворов, которые без химических добавок интенсивно реагируют на изменение температурных условий. Среду затворения выбирают по табл. 10.3 в зависимости от наличия солевых отложений в разрезе скважины или от степени минерализации пластовых вод.
	357

	Таблица 10.1 Тампонажные цементы
	Цемент Марка Стандарт Портландцемент для скважин: ГОСТ 1581-85 холодных ПЦХ горячих ПЦГ Утяжеленный портландцемент для скважин: холодных УПЦХ горячих УПЦГ Песчанистый портландцемент для скважин: холодных ППЦХ горячих ППЦГ Солестойкий портландцемент для скважин: холодных СПЦХ горячих спцг Низкогигроскопичный портландцемент для скважин: холодных нпцх горячих нпцг Облегченный портландцемент для скважин: ТУ 21-20-36-78 холодных опцх горячих опцг Шлакопесчаный совместного помола ШПЦС-120 ОСТ 30-017-80 ШПЦС-200 Утяжеленный шлаковый УШЦ1-120 ОСТ 39-014-80 УШПЦ2-120 УШПЦ1-200 УШПЦ2-200 Утяжеленный для горячих скважин УПГ-1 ТУ 39-01-08-535-80 Облегченный для скважин: холодных ОЦХ ТУ39-01-08-Р46-75 горячих ОПТ ТУ 39-01-08-469-80 Цементно-глинистые составы цгс - Тампонажный быстротвердеющий расширя- ПТБР ТУ 21-32-61-74 ющийся Цементно-смоляная композиция ЦСК -
	Для предотвращения преждевременного загустевания тампонажного раствора горизонтов необходимо снизить показатель фильтрации там­понажного раствора. Предпочтительность выбора того или иного тампонажного рас­твора диктуется конкретными условиями бурения скважины. Для обеспечения качественного цементирования существенное значение имеет правильная подготовка ствола скважины для спуска обсадной колонны до намеченной глубины. Так, при шаблонировании ствола жесткой компоновкой (особенно при использовании трехшарошечных расширителей) во избежание воз­никновения гидроразрыва пород и поглощения бурового раствора (что осложнит процесс последующего цементирования) следует ограничи­вать скорость спуска бурильной колонны. 358

	Таблица 10.2 Правила выбора и рецептуры тампонажного раствора Марка цемента Рекомендуемая температурная область применения, °С Плот­ность тампо­нажного раствора, г/см^ Водоце-мент-ное от­ноше­ние, В/Ц Отложения в интервале цементирования Вид флюида -2-Н-15 15-10 40-100 100-160 160-250 Га- лит Бишо фит Суль­фаты Минера­лизация <400 мг/л Прес­ная вода Нефть Газ Газоко н-денсат пцх пцг УПЦХ УПЦГ ппцх ппцг спцх спцг нпцх нпцг опцх опцг ШПЦС-120 ШПЦС-200 УШЦ1-120 УШЦ2-120 УШЦ1-200 УШЦ2-200 УЦГ-1 УЦГ-2 ОПТ цгс ИТБР ОЦХ цск + 1,80-1,84 1,81-1,84 1,95-2,10 1,95-2,10 1,81-1,84 1,81-1,84 1,81-1,84 1,81-1,84 1,81-1,84 1,81-1,84 1,55-1,65 1,55-1,65 1,70-1,82 1,78-1,82 2,06-2,16 2,16-2,30 2,06-2,16 2,16-2,30 2,06-2,16 2,16-2,30 1,40-1,55 1,55-1,70 1,85 1,45-1,55 1,45-1,85 0,50 0,50 0,36 0,36 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,80 0,80 0,42 0,40 0,35 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,95 0,80 0,42 0,90 0,8-0,5 : : : : : : :
	359

	Продолжение табл. 10.2 Концентрация реагентов, % (от массы цемента) Время загусте-вания раствора, мин, (не более) Время ОЗЦ,ч, не более Марка це- Замедлители схватывания Яц Ускорители схватывания Понизители показателя фильтрации R и мента СДБ (ССБ) КМЦ Гипан БКК (СБК) Хром­пик СаС12 NaCl СаСОз КМЦ Гипан ПВС-ТР ПЦХ ПЦГ УПЦХ УПЦГ ППЦХ ППЦГ спцх спцг нпцх нпцг опцх опцг ШПЦС-120 ШПЦС-200 УШЦ1-120 УШЦ2-120 УШЦ1-200 УШЦ2-200 УЦГ-1 УЦГ-2 ОПТ ЦГС ИТБР ОЦХ ЦСК 0,1-0,5 0,1-0,8 0,1-0,8 0,3-0,5 0,1-0,5 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,2-1 0,2-1 0,2-1 0,2-1 0,2-1 0,2-1 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,2-0,6 0,5-2,0 0,2-0,6 0,5-2,0 0,2-0,6 0,5-1,0 0,2-0,6 0,5-2,0 0,5-2,0 0,5-2,0 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 0,5-2 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 120 180 120 120 180 180 90 90 90 140 60 60 90 48 24 0,1-0,5 0,1-0,5 0,1-0,8 0,1-0,8 0,1-0,8 0,1-0,8 0,3-0,5 0,3-0,5 0,1-0,5 0,1-0,5 48 24 48 24 0,1-0,5 0,1-0,5 0,1-0,8 0,1-0,8 0,1-0,8 0,1-0,8 0,3-0,5 0,3-0,5 0,1-0,5 0,1-0,5 48 24 48 24 0,1-0,8 0,1-0,5 0,3-0,5 0,1-0,8 0,1-0,5 0,4-1,5 0,1-0,8 0,1-1,5 0,1-1,5 0,3-0,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,1-0,5 0,1-1,0 0,1-1,0 48 24 24 24 0,1-0,5 0,1-0,5 0,1-0,5 0,1-0,5 0,1-0,5 0,1-0,5 0,3-0,8 0,3-0,8 0,1-1,5 0,1-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,1-1,5 0,1-1,5 0,1-1,5 0,1-1,5 0,1-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,4-1,5 0,1-1,0 0,1-1,0 0,1-1,0 0,1-1,0 0,1-1,0 0,1-1,0 0,1-1,0 0,1-1,0 24 24 24 24 24 24 24 48 24 24 24 0,1-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,3-0,5 0,1-0,5
	360

	Таблица 10.3 Выбор среды затворения
	Отложения Среда затворения Концентрация соли, % Галит Бишофит Сульфаты Минерализованная вода Насыщенный раствор хлорида натрия, р = 1,19 г/см3 Насыщенный раствор хлорида магния, р = 1,27 г/см3 Техническая вода Тоже 35 36
	После спуска обсадной колонны буровой раствор должен быть вновь обработан и скважина промыта с максимально возможной пода­чей насосов, но не выше допустимой. Процесс подготовки ствола к креплению может быть полностью ис­ключен, если диаметр долота и компоновку низа бурильной колонны для проходки скважины выбирать в зависимости от заданной допустимой интенсивности пространственного искривления ствола, диаметра и жест­кости спускаемой колонны и средневзвешенного угла наклона незакреп­ленного интервала (рис. 10.3) [4]. Диаметр долота при бурении под обсадную колонну выбирается из условия ее успешного спуска до забоя по методике ВНИИКРнефти: D = 3,36104 — (sina -cosalf) + 0,1745ге +d, El (10.13) где т — масса 1 м обсадной трубы в жидкости, кг; EI — жесткость труб обсадной колонны, Н/м2; а - средневзвешенный угол наклона незакре­пленного интервала скважины, градус; 4 — интенсивность пространст­венного искривления скважины в том же интервале, градус/10 м; d — диаметр обсадной колонны, м. Жесткость обсадных труб можно найти из табл. 10.4. Таблица 10.4 Жесткость обсадных колонн
	Диаметр труб, мм Жесткость, 103 Н/м2 Диаметр труб, мм Жесткость, 103 Н/м2 140 1580 299 20 380 146 1865 324 27 000 168 3215 340 30 700 178 3820 351 34 700 194 5480 377 44 000 219 7650 407 57 000 245 10 400 426 64 800 273 15 000 478 93 200
	361

	rf.MM 42 Б	1,5 377 /490 / S4y// 590 445/490 уУ540 / 590 ^ о/ I ЛбУ I /о—)^А
	(D-d),
	Рис. 10.3. График для определения диаметра скважин под обсадную колонну (с учетом кривизны ствола): 1 - sinotq, = 0,05; 2 - sino^ = 0,1; 3 - sinotq, = 0,2; 4 - sino^ = 0,4 Пример 10.3. Протяженность интервала крепления 2000 м, отклонение от вертикали 600 м. Определить диаметр долота, которым обеспечивается проходимость 377-мм об­садной колонны по стволу скважины. Решение. Для указанного случая имеем следующее: Е1= 44-Ю6 Н/м2; т = 83,1 кг/м; sina = 600/2000 = 0,3; a = 17,5°; cosa = 0,9537;/= 0,3. Отсюда
	362

	, 83,1 [           0,9537 ) D = 3,26 10 ---------- 0,3---------- +0,1745 1,5+ 0,377 = 0,462м. 44 • 106 [             0,3 ) Следовательно, для бурения необходимо принять долото диаметром 490 мм. В том же случае, но при отклонении ствола в интервале крепления от вертикали на 300 м (sin a = 0,15) достаточно будет применить для бурения долото диаметром 445 мм: 4 83,1                0,9894 D = 3,26 • 10 ----------(0,15-----------) + 0,1745 • 1,5 + 0,377 = 0,443м. 44 • 10                  0,3 Расчеты необходимого диаметра долота можно выполнять оперативно, используя рис 10.3. Пример 10.4. Определить диаметр долота для следующих условий: протяженность интервала крепления 2000 м. Отклонение от вертикали 400 м (sin a = 0,2); средняя ин­тенсивность искривления 2,5°/10 м. Решение. Определим по номограмме (см. рис. 10.3) диаметр долота, которым обеспечивается проходимость 273-мм колонны по стволу скважины. От точки на оси ординат, соответствующей диаметру обсадной колонны, проводим горизонтальную линию пересечения с линией, соответствующей sin a = 0,2 в области средней интенсив­ности искривления 2,5°/10 м. Точка пересечения указывает, что диаметр долота должен быть не менее 346 мм.
	10.5. СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Цементирование скважин осуществляется с целью разобщения пластов при заполнении заданного интервала (см. гл. 2) заколонного простран­ства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материалов. От качества разобщения пластов в значительной степени зависит долговечность эксплуатации скважин на нефть и газ. Наиболее распространен одноступенчатый способ цементирова­ния, когда в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием. Кроме того, применяются еще несколько способов цемен­тирования. Если возникает необходимость делить интервал цементирования на две части, то используют двухступенчатое цементирование. При этом на границе раздела устанавливают специальную разделительную муфту. Способ применяют в следующих случаях: поглощение тампонажного раствора в нижних пластах или при большой высоте его подъема за ко­лонной, когда расчетные давления при прокачивании тампонажного рас­твора больше давления, развиваемого цементировочными агрегатами; наличие резко отличающейся температуры в нижней и верхней зонах ин­тервала подъема тампонажного раствора; невозможность доставки на бу­ровую нужного количества тампонажной техники; возможность возник­новения больших давлений в процессе продавливания тампонажного рас­твора.
	363

	Манжетное цементирование применяют, когда нет необходимости цементировать эксплуатационную колонну в зоне продуктивного го­ризонта. 10.6. РАСЧЕТ ОДНОСТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ При расчете одноступенчатого цементирования определяют: количе­ство сухого тампонажного материала; количество воды для затворе-ния; объем продавочной жидкости; максимальное давление в конце процесса цементирования; необходимое число смесительных машин и цементировочных агрегатов; время, необходимое для проведения все­го процесса цементирования. Для повышения качества цементирования необходимо преду­смотреть использование при цементировании буферной жидкости, которая выполняет следующие функции: отделяет тампонажный раствор от промывочной жидкости и пре­дотвращает образование густых трудно прокачиваемых смесей; увеличивает полноту замещения промывочной жидкости тампо-нажным раствором; способствует разрушению фильтрационных глинистых корок на стенках скважины; способствует лучшему сцеплению тампонажного раствора с гор­ными породами, слагающими стенки скважины. В качестве буферной жидкости широко используются вода и вод­ные растворы солей (NaCl, CaCl и т.д.), щелочей (NaOH) и ПАВ (суль-фонол). Виды буферных жидкостей приведены в табл. 10.5. Известно, что эффективность вытеснения промывочной жидкости водными растворами (буферной жидкостью) возрастает с увеличением плотности этих растворов. В случае применения буферной жидкости с меньшей плотностью, чем у бурового раствора (ре < рр), объем этой жидкости выбирается из условия, чтобы гидростатическое давление столба в заколонном про­странстве несколько превышало пластовое. Из этого условия находят, что высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве описывается соотношением:
	где рр, рв, Рб — плотность соответственно бурового раствора, пресной воды и буферной жидкости; кл — коэффициент аномальности,
	364

	__ rwi __ it тт	(10.15)
	Таблица 10.5 Виды буферных жидкостей
	Вид	Область применения
	Вода Нефть и нефтепродукты	В устойчивых породах, не подверженных набуханию при кратковременном воздействии потока воды При бурении с промывкой нефтеэмульсионными раство­рами или когда ствол скважины цементируется нефге-эмульсионными тампонажными растворами Когда применение больших объемов легких жидкостей связано с опасностью выброса или обвалами и осыпями; при наличии сильно кавернозных зон в стволе скважины В разрезах с наличием соляных куполов Для удаления фильтрационной корки и остатков бурово­го раствора со стенок скважины в интервале продуктив­ного пласта При наличии в разрезе зон поглощений, затрудняющих цементирование при больших коэффициентах уширения ствола При наличии в стволе больших каверн, стенки которых сложены глинистыми породами В зонах многолетнемерзлых пород На месторождениях с низкими градиентами пластовых давлений; при наличии в разрезе поглощающих пластов или малопрочных пропластков, склонных к осыпям и обвалам В суженных и расширенных частях ствола скважины для обеспечения вытеснения бурового раствора (имеет огра­ниченное применение из-за ряда недо- статков)
	Утяжеленные (на солевой и полимерной основах) Водные растворы солей Растворы кислот
	Аэрированные
	Эрозионные (водопесчаные) Незамерзающие С низкой водоотдачей
	Вязкоупругий разделитель
	zm - расстояние от поверхности до продуктивного горизонта; рт -пластовое давление, МПа. Если расчетное значение высоты столба буферной жидкости по формуле (10.14) будет больше расстояния от устья скважины до уров­ня цементного раствора в заколонном пространстве, то необходимо плотность буферной жидкости выбирать из соотношения Рр < Рб < Рц.р- Плотность цементного раствора рц.р выбирается на 200- 250 кг/м3 больше плотности бурового раствора рр. Плотность буферной жидко­сти регулируется путем изменения концентрации водорастворимых солей. Высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве Ag обычно принимается равной 150—220 м, что оказывается вполне доста­точным для обеспечения хорошего качества цементирования.
	365

	Рис. 10.4. Схема цементи­рования обсадной ко-
	\i
	Пример 10.5. Провести расчет одноступенчатого цементирования при следующих условиях: обсадная колонна диаметром 273 мм спущена на глубину Н = = 2000 м; диа­метр скважины Дк„ = 320 мм; высота подъема цементного раствора за колонной Яц = 1500 м; плотность бурового раствора рр= 1350 кг/м3; плотность цементного раствора pttp = 1860 кг/м3; упорное кольцо установлено на высоте 20 м от башмака колонны, т.е. высота цементного стакана h = 20 м; объем цементного стакана Кцс= 1,04 м3. Пластовое давле­ние продуктивного горизонта рш = 25 МПа; расстояние от продуктивного горизонта znn= 1900 м. Принята расчетная схема, приведенная на рис. 10.4. Решение. 1. Определяем высоту столба буферной жидкости по формуле (10.14), предварительно найдя коэффициент аномальности по формуле (10.15): fc = 2^/(0,01-190q = 1,32. В качестве буферной жидкости принимаем водный раствор солей NaCl плотностью 1,080 кг/м3, тогда
	366

	(1,35 -1,32 • 1,0)1900
	hf =----------------------------= 211,0м.
	1,35 -1,08
	Принимаем Аб = 210 м. 2.  Определяем высоту столба бурового раствора за колонной: Ар = Я- (Я„ + he) = 2000 - (1500 + 210) = 290 м. 3. Находим требуемый объем цементного раствора: П         2       2              2 I V = — [Kl(D -d^)H +d2h\,                                                  (10.16) " 4                           " где К\ — коэффициент заполнения каверн, К\ = 1,15; d\ — наружный диаметр обсадных труб, d\ = 273 мм; rf2- внутренний диаметр обсадных труб, di= 255 мм. Получаем Va= 0,8[l,15(0,3202- 0,273f)-1500 + 0,2552-20] = 38,4 м3. 4. Требуемая масса сухого цемента 1
	1 + т
	где т — водоцементное отношение, т = 0,5; Кг — коэффициент, учитывающий потери, Кг = 1,05; Тогда Ga = 38,4-1860-l/(l +0,5) 1,05= 50000кг = 50т. 5. Количество воды для приготовления расчетного объема цементного раствора
	(10.18)
	где (ft - единичный расход воды на 1 т сухого цемента, q, = 0, Отсюда VB = 0,5-50 = 25 м3. 6. Требуемый объем продавочного раствора:
	(10.19)
	где Д — коэффициент сжимаемости бурового раствора, Д = 1,04; FM — вместимость мани-фольда, FM= 0,8 м3. Тогда Fnp= 1,04-0,8-0,2552(2000 - 20) + 0,8 = 108,0 м3. Если обсадная колонна составлена из труб с различной толщиной стенок, то объем продавочной жидкости находят как сумму объемов интервалов обсадных труб с одина­ковой толщиной стенок. 7. Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо по формуле Рт„=р\+рг,                                                                         (10.20) где р\ - давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном про­странстве и в трубах, />, = 0,01[/гррр+/г6р6+#црц-/фц-(#-%„];                                     (10.21)
	367

	рг — давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, находится по формуле Шищенко-Бакланова рг = 0,00Ш +1,6 МПа (при глубине скважины до 1500 м), (10.22) рг = 0,001Н + 0,8 МПа (при глубине скважины более 1500 м). Для нашего примера: pi = 0,01[290 1350 + 2101080 + 15001860 - (2000-20)1350 - 201860] = 7,0 МПа; рг = 0,001-2000 + 0,8 = 2,8 МПа. Окончательно /w = 7,0 + 2,8 = 9,8 МПа. 8. Находим число цементировочных агрегатов из условия обеспечения определен­ной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве vB: а)  если в скважине возможно поглощение, то скорость восходящего потока vB при­нимается равной скорости течения бурового раствора в кольцевом пространстве за УБТ в процессе последнего рейса; б) если поверхность поглощения отсутствует, то скорость vB за кондукторами и про­межуточными колоннами берется равной не менее 1,5 м/с, а для эксплуатационных ко­лонн не менее 1,8—2,0 м/с. Принимаем vB = 1,8 м/с и находим требуемую подачу цемен­тировочных агрегатов для обеспечения этой скорости:
	Q = F3v., где F,-площадь затрубного пространства, м2,				(10.23)
	V -V		38,4 -1,04 1500	■ = 0,024 м2.
	F =■	Н
	Тогда Q = 0,0241,8 = 0,044 м3/с = 44 дм3/с. Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на Ш скорости Qm = 8,7 дм'/с при диаметре втулки 125 мм, а давление рт = 10,7 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата (табл. 10.6). Таблица 10.6 Подача и давление, развиваемые цементировочными агрегатами
	Тип агрегата Скорость Диаметр втулки, мм 100 ПО 115(120) 125 140 ЦА-320М I П Ш IV 1,4/40 2,5/32 4,8/16 8,6/9 -/- 1,7/32 3,2/26 6,0/14 10,7/8 2,3/24 4,3/19 8,7/10,7 14,5/6 ЗЦА400А I П Ш IV -/- 6,6/40 9,5/27 14,1/18 19,5/13 1111 8,8/30 12,6/21 18,6/14 23,4/10 11,2/23 16,1/16 23,8/11 33,0/8 4АН-700 I П Ш IV 6,0/70 8,3/51 11,6/36 14,6/29 ffff 9,0/47 12,3/34 17,3/24 22,0/19 -/--1--1- Illl
	368

	Примечание. В числителе - подача Q в дм /с, в знаменателе - давление/) в МПа. Тогда число требуемых цементировочных агрегатов п =-----+ 1,                                                                              (10.24) Q, где Qi — производительность цементировочного агрегата на г-й скорости (так как про-давливание, как правило, начинается на максимально возможной скорости), дм'/с. 44 Тогда п =-----+1 = 6,05. 8,7 Принимаем шесть агрегатов ЦА-320 М. 9. Находим необходимое число цементосмесительных машин: m = Qjv^p»'                                                             (10-25) где Рбун — вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмеситель-ной машины 2СМН-20 1%и= 14,5 м3; р„— насыпная масса цемента, т/м3 (см. техническую характеристику машины 2СМН-20). Тогда т = 5 о/(14,5-1,21) = 2,5. Принимаем т = 3. 10.  Определяем число цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости объемом V6= 0,8 (0,322- 0,2732>210 = 5,04 м3. Техническая характеристика машины 2СМН-20 Транспортная грузоподъемность, т................................................. 8—9 Вместимость бункера, м3                                                                14,5 Производительность при изготовлении цементного раствора, л/с ..........................................................................................................      20 Плотность приготовляемого раствора, г/см3: цементного                                                                                1,7-2,1 ............................................................................................              1,9-2,3 цементно-песчаного                                                                   1,4—1,6 ..........................................................................                              1,02-1,4 цементно-бентонитового                                                           1,35—2,3 глинистого утяжеленного глинистого Давление жидкости в линии к смесителю, МПа....................... 0,8-1,5 Смесительное устройство                                                               Вакуумно-гидравли- ....................................................................                                         ческое Вместимость одного мерного бака ЦА-320М составляет 6,4 м3. Поэтому для закачки буферной жидкости принимаем один цементировочный агрегат (щ = 1).
	369

	11. Число цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора пг = = 1т = 2-3 = 6. Так как Уц < Ущ, то гидравлические сопротивления будут меньше расчетных (ртгх = 9,8 МПа). Тогда для обеспечения производительности 44 дм3/с можно взять Q\y = = 13,3 да^/с. Суммарная производительность смесительных машин обеспечит полученную подачу агрегатов. 12.  Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью п -1 = 6-1=5 агрегатов (ЦА-320М) при подаче Qm = 8,7 да^/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Qm = 8,7 дм^с, что необходимо для ловли момента "стоп" — момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо. 13. Определяем продолжительность цементирования по формуле 0,98F 0,02F ^ "" ■ ------*■ +10.                                   (10.26)
	(и-1)0ш еш j Подставляя числовые значения, получаем 1 ^5,04 103 38,4 Ю3 0,98 • 10,8 • 103 0,02 • 10,8 • 103 ^ t =— ------------+------------+-------------------+------------------- +10 = 69 мин. ° 60^ 113,3 6 13,3          (6-1)-8,7                8,7          J 14. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной ко­лонны, характеризующийся началом загустевания: t 69,0 t = —^ =------= 92,0 мин. 0,75 0,75 Принимаем тампонажный раствор на основе портландцемента по ГОСТ 1581—78 со следующими показателями: растекаемость (при водоцементном отношении т = 0,5) 18 см; начало схватывания — не ранее 2 ч; конец схватывания — не позднее 10 ч. После расчета цементирования и выбора состава цементного рас­твора в проектах приводится техническая характеристика цементиро­вочных агрегатов, смесительных машин, схема обвязки устья скважи­ны при цементировании [16,20,25, 35]. Пример 10.6. Провести расчет одноступенчатого цементирования при следующих условиях: диаметр обсадной колонны (хвостовика) — 114 мм; хвостовик спущен на глуби­ну 3460 м на 89 мм бурильных трубах; диаметр предыдущей обсадной колонны — 178 мм; диаметр скважины (долота) — 151 мм; высота цементного раствора за колонной — 860 м; плотность цементного раствора — 1860 кг/м3; плотность бурового раствора — 900 кг/м3; плотность буферной жидкости - 1080 кг/м3; высота цементного стакана -Юм; пластовое давление —15 МПа; расстояние до продуктивного горизонта — 3030 м. Решение. 1. Выбираем высоту буферной жидкости в затрубном пространстве Аб= 150 м. 2. Определим высоту бурового раствора в затрубном пространстве hp= Н— — (Нцр + he) Ар = 3460 - (860 + 150) = 2450 м.
	370

	3. Определим требуемый объем цементного раствора по следующей формуле: r,=- [*i (Л' " А V + (О22 - А )А„ + d\h\                                       (10.27) 4 где fa — коэффициент, учитывающий заполнение каверн, fa = 1,15; / — длина хвостовика, / = 760 м; Di — диаметр скважины под хвостовик, Di = 151 мм; D% — внутренний диаметр предыдущей колонны (см. табл. 9.5), D2= 164 мм; di - наружный диаметр хвостовика, di = 114мм;</2— внутренний диаметр нижней секции хвостовика (см. табл. 9.5), d%= 102 мм; А — высота цементного стакана, А = 10 м. Отсюда F = — [l,15(0,1512 -0Д142) 760 + (0,1642 -0Д142) • 150 +0Д022 ю]= 8,007 м3. 4 4.  Определим требуемую массу сухого цемента 1 G =8,007-1860---------1,05 = 10425 кг =10,4 т. °                        1 + 0,5 5. Определим объем воды для приготовления цементного раствора F»= 0,5-10,4 = 5,2 м3. 6. Определим требуемый объем продавочной жидкости V =-----К™'бт + di (Яцр " hU + V<                                                 (10.28) пр           ^ где <&„= 71 мм с замками ЗУ (см. табл. 8.1, 8.2); /6.т= 3460 - 860 = 2600 м. Тогда Гщ= 1,04-0,8[0,0712-2600 + 0,1022(860 -10)] + 0,8 = 19 м3. 7. Проверим бурильные трубы на растягивающие нагрузки:
	с. =	Р                      Р_			(Ю.29)
	м _
	вес 1 м бурильных труб, ^б= 195 Н; рм = 7850 кг/м3; £„ - вес хвостовика, QXB = 141 000 Н; кг — коэффициент запаса прочности, учитывающий работу бурильных труб в клиновом захвате, fa = 1,1.
	Получаем Q =		2600-195	0,9 ] f 0,9 ) 1------- +141 000 1-------	1,1 = 631 077 Н
	I 7,85;                 ^ 7,85)] = = 0,631 МН. Для стали группы прочности Д [gp] = 0,89 МН (см. табл. 8.1, 8.2). Условие [gp] > gp (0,89 МН > 0,631 МН) выполнено, следовательно, на этих трубах можно спускать хвостовик. 8. Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо: pi = 0,01(900-2450 + 1080150+ 1860-860- 101860- 900-3450) = 8,43 МПа, 371

	рг = 0,001-3460 + 0,8 = 4,26 МПа, /W = 8,43 + 4,26 = 12,69 МПа. 9. Определим число цементировочных агрегатов п для закачки продавочной жидко-
	п 2 2                3,14           2             2 F = — (D2 - D, ); F =------(0,164 - 0,114 ) = 0,0109 м2, 4                                 4 где 0,164 м — внутренний диаметр предыдущей колонны (Dz =173 мм); D\ — наружный диаметр "хвостовика", D\ = 0,114 м. Отсюда Q = 1,80,109 = 0,0196 = 19,6 дог7с. Выбираем цементировочный агрегат ЦА-320М. При диаметре втулок 115 мм на IV скорости giv = 10,7 дм3/с;/> = 8,7 МПа. Число агрегатов 19,6 п =------+ 1 = 2,8 = 3. 10,7 10.  Определим требуемое число цементосмесительных машин то. Выбираем машину 2СМН-20, у которой V(^.= 14,5 м3. Тогда то = 10 425/(14,5-1210) = 1, где 1210 кг/м3 - насыпная масса цемен- та р„. 11. Определим число цементировочных агрегатов для закачки буферной жидкости: F6=-(D2-D6t)A6,                                                                  (10.30) 4 где Dz — внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны, м; Dg T — диаметр буриль­ных труб, на которых спущен хвостовик, м; Vs— прокачиваемый объем буферной жидко­сти, ж           ,             , V6=— (0,164 - 0,089 ) -150 = 2,24 м3. 4 Вместимость одного медного бака ЦА-320М составляет 6,4 м3, поэтому для закачки буферной жидкости выбираем один агрегат. 12. Определим число агрегатов для закачки цементного раствора и = 2то = 2-1=2. 13. Предусматриваем закачивание 0,98 % объема продавочного раствора с помощью двух (и-1=3-1= 2) агрегатов (ЦА-320М) при подаче Qw= 10,7 дог/с. Оставшиеся 0,02 % объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче Qm = 7 дм3/с, что необходимо для ловли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо "стоп". 14. Определим продолжительность цементирования по формуле (10.26):
	1 ( 2,24-10 t = — -------------	з -------.„з 098-19-103 0,02-19-103 | +-----------------+----------------- +10 = 35 мин.
	60^ 1-10,7 2-10,7 (3-1)-10,7
	372

	Рис. 10.5. Схема обвязки агрегатов и машин при цементировании: 1 — цементировочный агрегат; 2 — цементосмесительная машина; 3 — блок манифольда; 4 — устье скважины; 5 — станция контроля; /— линия высокого давления; //— линия низко­го давления; III— линия всасывания; IV— линия связи Выбираем цементный раствор для цементирования хвостовика, характеризующийся началом загустевания t, = ta/0,75 = 35/0,75 = 47 мин. Принимаем цементный раствор на основе портландцемента + 20 % глиноземистого цемента + вода + понизители плотности со следующими характеристиками: растекае-мость Р = 14 см; начало схватывания Цд, = 1,5 ч, конец схватывания К(кв= 3 ч, ожидание затвердения цемента ОЗЦ = 8 ч. Буровой раствор не утяжеленный, на основе дистиллятных нефтепродуктов, стаби­лизированный натриевым мылом окисленного петролатума (2+5 %), окисленного биту­ма (15-25 %), битума (10-20 %), 0,7-1,5 % едкого натра, 1-5 % воды, остальное до 100 % — нефтяная основа. Таким раствором вскрываем продуктивный пласт с рр= 900 кг/м3. Схема обвязки агрегатов и машин приведена на рис. 10.5. Расчет установки цементного моста в открытом стволе (рис. 10.6) по методике ВНИИКрнефти заключается в определении объемов тампонажного раствора для цементирования моста и порций буферной жидкости, прокачиваемой перед тампонажным раствором и вслед за ним, а также объема продавочной жидкости. Объем тампонажного раствора Vm=SJiK + hVT.                                                   (10.31)
	373

	Объемы прокачиваемых порций буферной жидкости: перед тампонажным раствором
	(10.32) вслед за тампонажным раствором (10.33) Объем продавочной жидкости Vnp=k4VT-SJiM.                                                         (10.34) Здесь Sc, SK, ST — соответственно площади поперечного сечения скважины на участке установки цементного моста, кольцевого про­странства между стенками скважины и колонной труб, по которой прокачивают указанные жидкости в том же участке и внутреннего про­ходного канала колонны, м2; hM- высота моста, м; к\, к2, h, k4 - эмпири­ческие коэффициенты (табл. 10.7); VT — внутренний объем колонны труб, м3.
	374

	а От насоса	От насоса	Рис. 10.6. Схема установки цементного моста: а — начало закачки продавочной жидкости в бурильные трубы; б — конец закачки продавочной жидкости; в — промывка сква­жины после приподнятая бу­рильных труб выше кровли цементного моста; 1 — ствол скважины; 2 — бурильная колон­на; 3 — буровой раствор; 4 — продавочная жидкость; 5 - бу­ферная жидкость; 6 — цемент­ный раствор; 7 — пакер; А ж Б — перспективные горизонты
	1 ■ 2- 4'	-3 -4
	5- 7-J-
	Продавочная жидкость закачивается до момента выравнивания уровней столбов тампонажного раствора в кольцевом пространстве и колонне труб (а также уровней столбов буферных жидкостей). После этого колонна приподнимается на 20—30 м выше верхней границы мос­та. При использовании устройства УЦМ-140 объем тампонажного рас­твора, транспортируемого в заданный участок скважины по колонне
	Таблица 10.7
	Буферная жидкость к, fe h h Трубы с внутрь высаженными концами Вода 0,05 0,02 0,4 0,97 Отсутствует 0,1 - - 0,94 Гладкопроходные трубь i Вода 0,025 0,02 0,4 0,98 Отсутствует 0,055 - - 0,97
	375

	НТК между двумя разделительными пробками, Гц.р = Ар5сАм,                                                               (10.35) где Ар - коэффициент резерва, £р = 1,05-Н, 1. Для облегчения расчетов в табл. 10.8—10.13 приведены некоторые справочные данные [3,4, 7, 14,28,29, 35]. Таблица 10.8 Объем 10 м бурильных труб в зависимости от диаметра и толщины стенки
	Диаметр бурильной Толщина стенки Внутренний диаметр Объем внутреннего трубы, мм трубы, мм трубы, мм сечения трубы, м3 114 8 98 0,0754 9 96 0,0724 10 94 0,0694 141 8 125 0,1226 9 123 0,1187 10 121 0,1149 11 119 0,1111 146 9 128 0,1286 10 126 0,1246 11 124 0,1207 12 122 0,1168
	Таблица 10.9 Объем 1 м скважины в зависимости от диаметра долота
	Диаметр, Объем 1 м Диаметр, Объем 1 м Диаметр, Объем 1 м мм скважины, м3 мм скважины, м3 мм скважины, м3 93,0 0,0068 158,7 0,0198 295,3 0,0683 98,4 0,0076 165,1 0,0214 311,1 0,076 108,0 0,0092 171,4 0,0231 320,0 0,0804 112,0 0,0098 187,3 0,0276 349,2 0,0957 120,6 0,0114 190,5 0,0285 393,7 0,1217 132,0 0,0136 212,7 0,0355 444,5 0,1551 139,7 0,0154 215,9 0,0366 490 0,1884 146,0 0,0167 244,5 0,0469 590 0,2732 151,0 0,0179 269,9 0,0568
	376

	Таблица 10.10 Объем 10 м кольцевого пространства в зависимости от диаметра скважины и бурильных труб
	Объем Юм кольцевого про- Размеры обсадных труб, мм странства (в м3) при диаметре Диаметр бурильных труб, мм ДиЛиТа, ММ Диаметр Толщина стенки Внутренний диаметр 114 141 146 190 _ _ _ 0,182 0,127 _ 243 - - - 0,362 0,307 0,296 269 - - - 0,466 0,411 0,401 295 - - - 0,581 0,528 0,516 346 - - - 0,837 0,786 0,772 - 219 7 205 0,227 0,173 0,163 - 219 8 203 0,221 0,166 0,156 — 219 9,5 200 0,212 0,157 0,146 - 219 11 197 0,203 0,148 0,137 - 219 12 195 0,193 0,139 0,128 - 273 9 255 0,408 0,354 0,343 - 273 10,5 252 0,396 0,342 0,331 - 273 12 249 0,325 0,330 0,319 - 299 9 281 0,518 0,463 0,452 - 299 10 279 0,509 0,454 0,444 - 299 11 277 0,500 0,446 0,435 — 299 10 357 0,898 0,844 0,426 - 325 11 355 0,887 0,833 0,573 _ 325 12 353 0,876 0,822 0,563 - 325 12 275 0,492 0,437 0,553 - 325 9 307 0,638 0,583 0,544 - 377 10 305 0,628 0,575 0,833 - 377 11 303 0,619 0,564 0,822 - 377 12 301 0,609 0,555 0,811
	Таблица 10.11 Площадь кольцевого сечения между двумя обсадными колоннами в зависимости от соотношения их диаметра
	Диаметр колонны, мм Площадь кольцевого сечения, м2 Диаметр колонны, мм Площадь наружный внутренний наружный внутренний кольцевого сечения, м2 426 351 340 324 299 0,033 0,0385 0,0471 0,0594 299 168 146 0,039 0,0444 273 219 194 178 168 146 140 127 114 0,0127 0,0207 407 340 324 299 273 0,0259 0,0346 0,0468 0,0585 0,0254 0,0282 0,0336 0,0349 377 299 273 0,0295 0,0412 0,0375 0,0401
	377

	Продолжение табл. 10.11 Диаметр колонны, мм Площадь Диаметр колонны, мм Площадь наружный внутренний кольцевого сечения, м2 наружный внутренний кольцевого сечения, м2 377 245 219 0,0526 0,0621 245 194 178 0,0102 0,0149 351 273 245 219 194 0,0271 0,0385 0,048 0,056 168 146 140 127 0,0176 0,023 0,0244 0,0268 340 245 0,033 114 0,0295 219 194 178 0,0425 0,0505 0,0552 219 168 146 140 0,00895 0,0142 0,0157 324 245 219 0,0254 0,035 127 114 0,0186 0,0209 194 178 168 0,043 0,0476 0,0504 194 146 140 127 0,00652 0,00785 0,0104 299 245 0,014 114 0,013 219 194 0,0316 0,0362 178 127 114 0,0073 0,0099 178 168 114 0,00745
	Таблица 10.12 Теоретический объем (в м3) 1 м внутреннего пространства обсадных труб в зависимости от диаметра и толщины их стенки
	Диаметр Толщина стенки трубы, мм обсадной трубы, мм 6 6,5 7 8 9 10 11 12 114 0,0082 — 0,0078 0,0075 0,0072 — — — 127 0,0103 - 0,0101 0,0097 0,0093 - - - 140 0,0131 - 0,0127 0,0123 0,119 0,0115 0,0112 - 146 - 0,0141 0,0137 0,0133 0,0129 0,0125 0,0121 - 168 - 0,0191 0,0186 0,0181 0,0177 0,0172 0,0167 0,0163 178 - - 0,0211 0,0206 0,0201 0,0196 0,0192 0,0186 194 - - 0,0254 0,0249 0,0243 0,0238 - 0,0227 219 - - 0,033 0,0323 0,0317 0,0311 - 0,0298 245 - - 0,0419 0,0412 0,0405 0,0397 - 0,0383 273 - - 0,0526 0,0518 0,0510 0,0502 - 0,0495 299 - - - 0,0628 0,0620 0,0611 0,0602 0,0593 324 - - - - 0,0736 0,0730 0,0719 0,0711 340 - - - - 0,0814 0,0803 0,0795 0,0786 351 - - - - 0,087 0,086 0,0849 0,0839 377 - - - - 0,102 0,100 0,0989 0,0978 407 - - - - 0,119 0,117 0,116 0,115 426 - - - - - 0,129 0,128 0,127 508 - - - - - - 0,185 -
	378

	Таблица 10.13 Требуемый объем продавочной жидкости (в м3) на 100 м труб зависимости от диаметра обсадной колонны и толщины стенок труб
	Толщина Диаметр обсадных труб, мм стенки трубы, мм 426 377 351 325 299 245 219 6 7 - - - - - 4,19 3,30 8 — — — — — 4,12 3,23 9 _ _ _ _ _ _ _ 9,5 - - - 7,35 6,15 4,01 3,14 10 12,94 10,0 8,60 7,30 6,11 - - 10,5 - - - - - - - 11 12,81 9,89 8,49 7,19 6,02 3,9 3,05 12 12,68 9,78 8,39 7,11 5,93 - - 12,5 - - - - - 3,8 2,95 13 — — — — — — — 14 - - - - - - -
	Продолжение табл. 10.13
	Толщина Диаметр обсадных труб, мм стенки трубы, мм 194 168 159 146 141 127 114 6 _ 1,91 1,70 1,41 1,31 1,04 0,82 7 - 1,86 1,65 1,37 1,27 1,00 0,78 8 2,49 1,81 1,61 1,33 1,23 0,97 0,75 9 2,43 1,77 1,56 1,29 1,19 0,93 0,72 9,5 - - - - - - - 10 2,38 1,72 1,52 1,25 1,15 - - 10,5 - - - - - 11 2,32 1,67 1,48 1,21 1,11 - - 12 2,27 1,63 1,43 1,17 1,07 - - 12,5 - - - - - - - 13 2,22 1,58 — — — — — 14 2,16 1,54 - - - - -
	379