Всё про нефть и газ "www.neft-i-gas.narod.ru"

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\Заканчивание скважин



	Глава 7

	ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

	Весь комплекс работ, связанных с замещением бурового раствора цементным (тампонажным), называется цементированием скважины или обсадной колонны; сюда же входят ожидание затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и период формирования цементного камня. Существует несколько методов цементирования. Из них наиболее распространен метод прямого цементирования, применяемый с некоторыми вариациями и изменениями с начала нашего века. Важность качественного цементирования обусловлена тем, что это заключительный этап строительства скважин, поэтому неудачи при его выполнении могут свести к минимуму ожидаемый эффект, стать причиной неправильной оценки перспективности разведываемых площадей, появления "новых" залежей нефти и особенно газа в коллекторах, перетоков флюидов, гри-фонообразования, газопроявлений и т.д. Стоимость скважин, особенно глубоких, высока, а ущерб от некачественного их крепления, может быть еще большим. Процессе цементирования скважин - операция необратимая, ремонт и восстановление их связаны со значительными затратами средств и времени. Цементный раствор поступает в заколонное пространство, замещая находящийся там буровой раствор, и затвердевает в камень. Назначение и функции, выполняемые цементным камнем, многообразны. 1. Разобщение пластов, их изоляция, т.е. образование в стволе безусадочного тампона, внутреннюю часть которого составляет колонна обсадных труб. Важное условие - равномерная толщина цементного камня с любой стороны света. Размеры кольцевого зазора (т.е. толщина цементного кольца) не определяют качества разобщения пластов, однако оказывают влияние 446



	на формирование цементного камня или предопределяют его отсутствие. 2. Удержание обсадной колонны от всевозможных перемещений: проседания под действием собственного веса, температурных деформаций, деформаций вследствие возникновения перепадов давления в колонне, ударных нагрузок, вращений и т.д. 3. Защита обсадной колонны от действия коррозионной среды. 4. Повышение работоспособности обсадной колонны с увеличением сопротивляемости повышенным (против паспортных данных) внешнему и внутреннему давлениям. Естественно, цементное кольцо должно быть сплошным и иметь при этом определенную физико-механическую характеристику. 5. Сплошное цементное кольцо, приобретая в процессе формирования камня способность к адгезии (цементный камень сцепляется с металлом труб, образуя интерметаллический слой), создает предпосылки к еще большему повышению сопротивляемости высоким внешним и внутренним давлениям. Краткосрочность операции цементирования скважин не делает ее менее значимой, хотя может быть причиной недостаточного внимания к ее выполнению. Эксплуатация скважин требует устойчивой работы крепи, что обеспечивается формированием цементного камня вдоль ствола и заполнением им всего заколонного пространства, соответствием свойств камня (и всей крепи) требованиям, обусловленным внешними воздействиями (нагрузками, коррозии и т.д.). Количественно оценить все факторы сложно, что объясняется сложностью моделирования процессов и получения достоверных результатов. Основные трудности при этом заключаются в недостатке информации об условиях, в которых предстоит формирование цементного камня, и о свойствах материала, который образуется в скважине в результате замещения им бурового раствора. Профиль и азимут ствола, расположение, глубина, форма и перемежаемость горных пород, состояние бурового раствора, степень его "защемленности", размеры зон "защемленности", возникновение "центров" движения бурового раствора, толщина фильтрационной корки, размеры зон смешения бурового и тампонажного растворов, концентрация растворов по сечениям, а также события на границах - у стенок скважины и обсадной колонны - явления случайные. Случаен и сам факт качественного или некачественного разобщения пластов. Цементирование скважин должно быть скорее некачествен- 447



	ным, так как за один цикл закачки цементного раствора при принятой технологии полного вытеснения бурового раствора без специальных мероприятий добиться невозможно. Поэтому к качеству цементирования надо подходить как к явлению случайному и делать все возможное для его повышения. Работоспособность цементного камня также определяется рядом случайных событий. Необходимо с начала бурения управлять процессами формирования ствола скважины, приближать его конфигурацию к "идеальному" цилиндру, создавать будущие условия работы цементного камня с учетом максимального срока безаварийной эксплуатации скважин и обеспечения охраны недр. Часто ствол получается таким, что заведомо может гарантировать только некачественное цементирование вследствие создания такой конфигурации и такого профиля ствола, из которого полное вытеснение бурового раствора невозможно. Негативным фактором является отсутствие (иногда полное) информации о состоянии цементного камня в скважине. Используемые приборы фиксируют не качество цементирования, полноту вытеснения бурового раствора цементным, отсутствие или наличие каналов в цементном растворе-камне, а некоторую разность плотностей растворов и камня на их границах, наличие или отсутствие контакта колонны (и только!) с цементным камнем - и при этом неповторяемо, непостоянно и неоднозначно. Высокое качество цементирования любых скважин включает два понятия: герметичность обсадной колонны и герметичность цементного кольца за колонной. Качество цементирования скважин в настоящее время определяется неоднозначно, а соответствующие методы оценки порой дают противоречивые и взаимоисключающие результаты. Высокое качество цементирования скважин (результат работы) следует отличать от успешного проведения процесса цементирования. Этот процесс может быть выполнен успешно, а качество цементирования остается низким. Известны случаи, когда операция завершалась при чрезмерно больших давлениях или в ходе ее отмечались поглощения либо другие осложнения, однако качество цементирования было высоким. Для создания герметичности при наличии тампонажных растворов высокого качества необходимо обеспечить контакт безусадочного цементного камня, обсадной трубы и стенки скважины. В процессе цементирования не должно быть гидроразрыва пластов. 448



	В обеспечении герметичности скважин одно из центральных мест занимает технология цементирования. Под технологией цементирования нефтяных и газовых скважин следует понимать соблюдение выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампонажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке и обеспечения контакта цементного раствора-камня с поверхностью обсадной колонны и стенкой скважины при сохранении целостности пластов. Технологический процесс цементирования определяется геологическими, технологическими и субъективными факторами. При анализе влияния различных факторов на качество цементирования скважин субъективный фактор может не рассматриваться, так как предполагается, что операторы имеют необходимую квалификацию и нарушений в проведении технологического процесса нет. Технологические факторы необходимо совершенствовать, однако не все из них могут быть изменены. Геологические факторы следует тщательно изучать и учитывать при назначении определенных параметров технологического процесса. Например, склонность пород к гидроразрыву необходимо брать за основу при назначении высоты подъема тампонажного раствора, изменении его плотности и обеспечении скорости движения растворов в заколонном пространстве. Большинство технико-технологических факторов управляемые. Во всех случаях следует стремиться к тому, чтобы все режимные параметры оказывали воздействие на процесс цементирования для обеспечения полного замещения бурового раствора тампонажным. Важное значение при этом имеют состояние ствола скважины, его чистота, конструкция скважины, геометрия заколонного пространства и его гидродинамическая характеристика. На практике качественное цементирование скважин достигается с большим трудом, если ему не уделено должное внимание еще в процессе бурения, т.е. при формировании ствола. Ускоренная проводка скважин без одновременного учета требований для последующего качественного цементирования приводит к заведомо некачественному разобщению пластов. К отличительным особенностям цементирования скважин относятся: использование техники, которая позволяет цементировать скважины на достаточно высоком уровне; разнообразие применяемых способов цементирования (сплошное, двухступенчатое, секциями, обратное и др.); 449



	широкий ассортимент специальных тампонажных цементов, позволяющий охватить практически все геолого-физические условия скважин. Как показывает опыт крепления скважин у нас в стране и за рубежом, повысить качество разобщения пластов можно применением комплекса мероприятий технического характера и усовершенствованием технологии цементирования, а не изыс-киванием "универсальных" способов цементирования. В настоящее время изучено значительное число факторов, определяющих качество цементирования скважин. К основным из них относятся те, которые обеспечивают контактирование тампонажного раствора с породами и обсадной колонной при наиболее полном вытеснении бурового раствора тампонажным с заданными свойствами и наименьших затратах средств и времени: 1) сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора, его реологическая характеристика, седиментацион-ная устойчивость, водоотдача и другие свойства; 2) совместимость и взаимосвязь свойств буровых и тампонажных растворов; 3) режим движения буровых и тампонажных растворов в закол онном пространстве; 4) объем закачиваемого тампонажного раствора, время его контакта со стенкой скважины; 5) качество и количество буферной жидкости; 6) режим расхаживания колонны в процессе цементирования; 7) применение скребков; 8) центрирование колонны; 9) использование элементов автоматизации, приспособлений и устройств для повышения качества цементирования. При проведении цементировочных работ необходимо учитывать, что применение одного мероприятия требует осуществления или изменения другого. Так, очищение стенок скважины от глинистой корки скребками при расхаживании обсадных колонн в большинстве случаев не может быть выполнено без обработки используемых тампонажных растворов для снижения показателя фильтрации и т.д. Таким образом, технологические факторы, способствующие повышению качества цементировочных работ, взаимосвязаны и взаимозависимы. Технологические свойства буровых и тампонажных растворов - это комплекс свойств указанных жидкостей, влияющих на наиболее полное замещение одной жидкости другой без на- 450



	рушения процесса цементирования. К ним относятся реологические параметры, показатель фильтрации, абразивные свойства, седиментационная устойчивость, способность не загустевать при взаимном перемешивании, сохранять подвижность в течение процесса цементирования и т.д. При основном цементировании такие свойства, как механическая прочность и проницаемость тампонажного камня, не могут считаться технологическими, тогда как, например, при установке цементных мостов для забуривания стволов скважин прочность камня - это технологический параметр процесса. На качество цементировочных работ оказывают влияние статическое и динамическое напряжение сдвига бурового раствора, его вязкость и показатель фильтрации, а также толщина, механические свойства и проницаемость глинистой корки. Даже при удовлетворительных характеристиках бурового раствора он не может быть вытеснен в полном объеме из-за наличия застойных зон и каверн. Глинистая корка остается на стенках скважины. При закачке и продавке цементный раствор смешивается с буровым раствором. При этом иногда наблюдается сильное за-густевание смеси, что приводит к резкому повышению давления. Подбором оптимальных составов тампонажных и буровых растворов во многих случаях можно уменьшить загущение смесей или исключить его. Успех работы по цементированию скважин часто определяется показателем фильтрации тампонажных растворов. В результате отфильтровывания воды раствор становится вязким, труднопрокачиваемым, сроки схватывания его ускоряются. Если процесс цементирования осуществляется с очищением стенок скважины от глинистой корки, необходимо принимать эффективные меры для резкого снижения показателя фильтрации цементного раствора. Реологические характеристики тампонажных и буровых растворов определяются природой базисных материалов и наполнителей, зависят от их соотношения, количества и природы введенных реагентов, температуры, давления, конструктивных особенностей аппаратуры, методики определения параметров и предыстории деформации жидкости. Тампонажные (как и буровые) растворы обладают свойством тиксотропии. Впервые реологические свойства цементных растворов были изучены Р.И. Шищенко. Реологические свойства тампонажных растворов существенно зависят от наличия в них галита (NaCl), сильвина (КС1), би- 451



	шофита (MgCl-6H₂O) и карналлита (KCrMgCl₂-6H₂O). Наличие хлорида натрия в растворе значительно снижает динамическое напряжение сдвига т₀ на протяжении всего наблюдения и несколько увеличивает пластическую вязкость г\ в начальный момент. Темп изменения пластической вязкости во времени отстает от интенсивности роста вязкости цементного раствора без га-лита. При полном насыщении тампонажного раствора галитом достигается наибольшее снижение реологических констант. Ввод 5 % сильвина ускоряет структурообразование. При дальнейшем повышении содержания сильвина до полного насыщения им раствора снижается динамическое напряжение сдвига, но возрастает пластическая вязкость. При содержании в цементном растворе 15 % бишофита уже через 30 мин после затворения реологические константы достигают предельных значений. При полном насыщении бишофи-том раствора последний быстро загустевает. Пластическая прочность, измеренная сразу же после затворения, превышает 30 мПа. Как показал химический анализ фильтрата тампонажного раствора, при содержании в нем MgCl₂ происходит полный обмен между катионами Mg²⁺, содержащимися в жидкой фазе, и катионами Са²⁺, находящимися в твердой фазе. Технический карналлит неоднороден по химическому составу, и ионы К⁺ и Mg²⁺ содержатся в нем в различных соотношениях. Хлориды кальция и магния, находящиеся в карналлите, оказывают на структурообразование раствора противоположное действие. При введении карналлита, имеющего в составе больше хлоридов калия, чем магния, система разжижается и увеличивается период ее прокачиваемости, а присутствие карналлита с преобладанием хлоридов магния вызывает ускорение структурообразования. Одна из характерных особенностей цементных растворов -резкое снижение динамического напряжения сдвига в присутствии электролитов с одновалентными катионами (от 50 % до насыщения). Затем вследствие гидратации этот показатель увеличивается и уменьшается напряжение сдвига. Такая же закономерность наблюдается при содержании в растворе от 5 до 12 % бишофита или от 5 до 21 % карналлита. Вытеснение бурового раствора тампонажным характеризуется коэффициентом вытеснения k_s. Под коэффициентом вытеснения бурового раствора тампонажным понимают отношение объема вытесненного бурового раствора AV (или закачанного цементного при отсутствии поглощения или проявления) к пол- 452



	ному объему V скважины (с учетом объема труб) до высоты подъема тампонажного раствора. Закономерности вытеснения одной жидкости другой в настоящее время изучены далеко не полностью даже для таких жидкостей, как вода, керосин, бензин, нефть и т.д. Изучение процессов смешивания и вытеснения в скважине вязкопластичных жидкостей, какими являются буровой и тампонажный растворы, еще более сложно. Так, чтобы обеспечить практически полное вытеснение этих растворов на отдельных участках скважины, необходимо особым образом подготовить ствол скважины, оборудовать обсадную колонну, составить рецептуру буровых и тампонажных растворов и по определенной гидравлической программе закачать и продавить тампонажный раствор до заданной высоты подъема. Анализ лабораторных и промысловых данных показывает, что моделировать процессы смешивания и вытеснения буровых и тампонажных растворов сложно. Следует учесть, что в условиях скважины объем оставшегося бурового раствора не ограничен объемом пристенного слоя; он остается в кавернах, же-лобных выработках, застойных зонах, в виде глинистой корки и т.д. Существенно затрудняет изучение этих процессов наличие желобов, каверн, прилегание обсадной колонны к стенкам скважины. Теоретические и экспериментальные исследования усложняются в случае турбулентного течения вязкопластичных жидкостей, в первую очередь тампонажных растворов.

	7.1. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПОТОКА РАСТВОРА И ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ В СКВАЖИНЕ Качество цементирования скважины в значительной степени определяется геометрией и физико-химическими условиями в скважине, полнотой вытеснения бурового раствора тампонаж -ным, а также свойствами фильтрационной корки. 7.1.1. КОНФИГУРАЦИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ Одна из отличительных особенностей формирования цементного камня в скважине - характеристика вмещающегося сосуда, т.е. кольцевого пространства скважины, имеющего огромную протяженность (несколько километров) и незначительный радиус (несколько сантиметров). Скважина - это цилиндрическая горная выработка, верти- 453



	кальная или наклонная к вертикали, с изменяющимся азимутом направленности. Формирование конфигурации ствола скважины происходит под влиянием многих факторов. Применительно к процессу замещения бурового раствора в скважине цементным форму ее ствола нельзя отнести к цилиндрической, так как диаметр меняется с глубиной, что создает предпосылки аккумулирования в неровностях стенки бурового раствора. Идеализированная форма ствола вертикальной скважины -прямой круглый цилиндр с постоянным диаметром; для наклонно направленных скважин он должен быть плавно изгибающимся. Каверны, выступы и другие неровности стенки скважины следует рассматривать как формоизменения, активно участвующие в формировании потока тампонажного раствора, цементного камня, а позже - работе последнего. С увеличением вязкости и плотности раствора возрастает гидростатическое и гидродинамическое давление на пласты, что приводит к гидроразрывам, поглощениям бурового раствора и создает условия, при которых процесс цементирования скважин не может проходить нормально. Формирование ствола скважины в значительной степени определяется скоростью движения в ней бурового раствора. Предпочтительный режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве - ламинарный. Для повышения технико-экономических показателей бурения не всегда целесообразно предупреждать осыпи, так как они обычно развиваются медленно и не препятствуют процессу бурения, однако ствол при этом оказывается самой причудливой конфигурации. Совместная работа долота и наддолотного калибратора приводит к тому, что поперечное сечение ствола скважины может отклониться от формы круга и приобрести форму многоугольника, эффективный диаметр которого превысит диаметр долота. Прогнозирование и управление геометрией и формой ствола скважины для обеспечения более полного замещения бурового раствора цементным - главнейшие принципы, которыми должен руководствоваться технолог. Чем ближе конфигурация ствола скважины к прямому цилиндру с ровными стенками, тем полнее замещается буровой раствор цементным, и наоборот. Брак в форме ствола скважины может быть частично или полностью устранен путем калибрования, брак в пространственном профиле - только бурением нового ствола. Во всех случаях при браке ствола скважин полнота замещения бурового раствора цементным затруднена. 454



	Ствол скважины может представлять собой однозаходную сглаженную винтовую поверхность. Результаты изучения формы ствола по большому числу фотографий позволили сделать следующие выводы. Форма поперечного сечения некавернозного ствола не всегда круглая. В местах, где в компоновке не применяли калибраторы, искажения достигают 5 % диаметра. В продольном сечении локальные искривления оси ствола составляют 6 %, что приводит к снижению проходного сечения "в свету" на 12 % от номинального диаметра. Отечественными и зарубежными исследователями зафиксированы схемы формирования треугольного ствола скважины при работе лопастного долота типа РХ и даже квадратного. Если разрез, проходимый скважиной, сложен из неустойчивых пород, то поперечное сечение ствола, изменяясь с глубиной, может быть весьма причудливым. Интенсивность локальных искривлений оси ствола на несколько порядков больше интенсивности искривления траектории скважины, рассчитанной по данным инклинометрии. Влияние изменяющейся формы ствола проявляется в двух направлениях. Во-первых, чем "неправильней" форма заколон-ного пространства, тем труднее вытеснить из него буровой раствор, т.е. скважина "сопротивляется" проведению качественного цементирования. Во-вторых, чем больше выступов и сужений и чем они резче, тем чаще при использовании портландце-ментного или шлакового раствора без специальной химической обработки образуются водяные карманы вдоль ствола скважины, под выступами или в верхних частях каверн. В этом случае при твердении тампонажного раствора облегчается образование каналов в самом тампонажном растворе. Наименьшее влияние оказывает конфигурация заколонного пространства при использовании отверждаемых буровых растворов. Вытеснить на 100 % буровой раствор практически невозможно при разовой непродолжительной операции даже из стеклянного цилиндрического сосуда. Из сосуда с конфигурацией закол онного пространства скважины вытеснить буровой раствор полностью тем более невозможно. Для осуществления цементирования с наибольшим замещением бурового раствора тампонажным следует провести специальные мероприятия, которые также потенциально не обеспечивают полное замещение бурового раствора тампонажным, однако существенно его увеличивают. Применение комплекса технологических мероприятий с расхаживанием обсадных колонн при использовании скребков и других приспособлений из- 455



	меняет условия формирования цементного камня. Здесь существуют два аспекта проблемы. Во-первых, тампонажный раствор и камень будут формироваться не в стационарных условиях и процент замещения бурового раствора цементным увеличится; во-вторых, в процессе расхаживания будет происходить нерегулируемое смешение тампонажного раствора с буровым раствором и его коркой, хотя "граница" тампонажного раствора, корки и бурового раствора может "исчезнуть". Объемы и интенсивность смешения растворов в скважине в процессе расхаживания обсадной колонны пока не могут быть оценены количественно. Следовательно, физико-механические свойства раствора и камня точно определить невозможно. Дополнительные затраты на качественное выполнение первичного цементирования намного ниже расходов, связанных с последующим капитальным ремонтом скважины. 7.1.2. РАСПОЛОЖЕНИЕ ТРУБ, СВИНЧЕННЫХ В КОЛОННУ В СКВАЖИНЕ, И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА Количественная оценка фактического расположения труб в зацементированной скважине на участке протяженностью свыше 450 м была произведена на скв. 3 Суздальская (Краснодарский край). При проведении эксперимента по передаче устьевого давления столбом твердеющего цементного раствора на глубину 639,13 м спустили колонну обсадных труб диаметром 168,3 мм и толщиной стенки 8 мм, заглушённую на конце. Колонна обсадных труб подвешена на элеваторе и в нее спущена на глубину 629,41 м колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм и толщиной стенок 5,5 мм. На НКТ установлены шесть центраторов примерно через 55 м друг от друга, начиная от низа колонны. Кольцевое пространство между НКТ и обсадными трубами зацементировали прямым способом там-понажным раствором. После завершения эксперимента колонну обсадных труб извлекли из скважины и разрезали автогеном на части. Разрез производили у низа каждой обсадной трубы, но выше последующей муфты на 5-10 см. При этом было видно, что НКТ, зацементированные в обсадных трубах, расположены несоосно с ними. Минимальный радиальный зазор между НКТ и внутренней поверхностью обсадной трубы составлял 12,2 мм. Существенное значение имеет изменение заколонного канала при движении жидкостей, когда используются элементы 456



	технологической оснастки для повышения качества цементирования скважин. Их применение обязательно. Следовательно, и учет их наличия обязателен, особенно если используются скребки и турбулизаторы. 7.1.3. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ ФАКТОР Абсолютная величина температуры окружающей среды определяет в основном выбор вида тампонажного цемента, а перепад температур - выбор рецептуры тампонажного раствора. При эксплуатации скважины в тампонажном камне возникают напряжения, порой очень значительные, в результате тем-пе-ратурных воздействий и деформации обсадной колонны. На разбуриваемых площадях России забойные температуры изменяются в очень широких пределах. Например, геотермический градиент для Северного Кавказа колеблется от 2,5 до 8 °С/ 100 м. Поэтому на глубине 4000 м температура достигает 160°С. Различают температуру при циркуляции раствора (динамическую), имеющую основное значение при транспортировании цементного раствора, и температуру установившегося теплового режима (статическую), когда она практически выравнивается до естественной температуры окружающих пород. Последняя является определяющей при установлении физико-механических свойств цементного камня. На распределение температур в скважине существенно влияют циркуляция раствора (скорость потока, число циклов и т.д.), конструкция скважины, теплоемкость и физические свойства промывочной жидкости, геотермический градиент, глубина скважины и т.д. Входящая жидкость имеет меньшую температуру, чем выходящая из скважины. С увеличением глубины скважины эта разница достигает нескольких десятков градусов. При дальнейшем увеличении глубины скважин разница температур входящего и выходящего растворов снова уменьшается. При установке мостов в глубоких скважинах, когда операция может занять продолжительное время, необходимо ориентироваться на подбор и применение растворов, рецептура которых апробирована при температуре, близкой к статической. При закачивании и продавливании цементного раствора в наиболее сложных температурных условиях находится его первая порция: она нагревается при движении в обсадной колонне и в нижней трети (по глубине) заколонного участка 457



	пути, а затем ее температура несколько снижается. Последняя порция раствора испытывает только нагрев. В период ОЗЦ происходит заметное выравнивание температурного поля, в нижней части заколонного пространства цементный раствор-камень нагревается, а в верхней - остывает. С относительно большей интенсивностью этот процесс протекает в начале периода ОЗЦ, а затем существенно замедляется. На температуру в скважине при ОЗЦ может повлиять тепловыделение при твердении цементного камня. Существенный нагрев цементный камень испытывает при фонтанной добыче нефти или газа. В случае нагнетания в пласт флюида с температурой, соответствующей условиям на дневной поверхности, наблюдается заметное охлаждение цементного камня. В реальных условиях температурное поле в глубоких скважинах таково, что при цементировании прямым способом наиболее вероятно примерно одновременное схватывание цементного раствора по глубине, а при цементировании обратным способом - более раннее загустевание раствора в призабойной зоне, в то время как в приустьевой зоне он может длительное время оставаться жидким. Последнее убеждает в необходимости осуществлять при обратном способе цементирования дифференцированный ввод в поток цементного раствора замедлителей и ускорителей схватывания. 7.1.4. ДАВЛЕНИЕ В процессе цементирования скважин и при твердении цементного камня важное значение имеет давление. В земной коре действуют горное давление, характеризующее естественное напряженное состояние пород, и давление флюидов, находящихся в горных породах. Оно называется пластовым (внутренним пластовым) давлением. Эти давления определяют выбор необходимых параметров бурового раствора и усилия, действующего на обсадные колонны, забойное и устьевое оборудование скважины. Имеются залежи, где давление флюидов превышает обычное в 1,3-1,6 раза и даже достигает величины горного давления. Такое давление называют аномально высоким пластовым давлением (АВПД). В случае АВПД жидкость или газ в поровом пространстве пород пласта находится частично под действием горного давления. На величину АВПД оказывает влияние также повышение 458



	температуры окружающих пород. В этом случае оно может быть очень высоким, вероятно выше горного. Количество нефтяных и газовых залежей с АВПД на глубинах до 3500-4000 м сравнительно невелико и не превышает 10-15 %. При дальнейшем увеличении глубин процент флюидных скоплений с АВПД возрастает. Абсолютное значение АВПД тем выше, чем больше глубина, на которой оно зафиксировано. Давление при цементировании скважин зависит от разности плотностей бурового и тампонажного растворов и гидравлических сопротивлений, возникающих при движении этих растворов. Различают давление статическое, которое, строго говоря, изменяется во время ОЗЦ, освоения и эксплуатации скважины, и динамическое, более высокое. При динамическом давлении в скважину закачивают цементный раствор, при статическом он твердеет. Следует учитывать, что рецептуру тампонажного раствора необходимо подбирать при давлении, соответствующем динамическому. Давление в скважине во время ее промывки, циркуляции, закачки цементного раствора, при ОЗЦ и работе цементного камня постоянно изменяется. Во время ОЗЦ также идет перераспределение давления над цементным столбом. 7.1.5. ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ Значительное влияние на работу, а в отдельных случаях и на формирование структуры цементного камня оказывают изменения давления в обсадной колонне (а иногда и в заколонном пространстве) под действием различных технологических процессов: изменения давления в колонне в процессе ОЗЦ вследствие необходимости его снижения; изменения давления в заколонном пространстве при загустевании и твердении тампонажного раствора и камня, возникающие вследствие перераспределения давления в самом растворе, а также в результате действия температур за счет выделения тепла при твердении цементного раствора и т.д. Эти процессы приводят к тому, что обсадная колонна находится в постоянном движении, а тампо-нажный камень испытывает перепады давления, изменяющиеся по величине, а иногда и по знаку. Большое значение имеют перфорационные работы. Несмотря на то что их проводят в скважине после того, как в основном закончились процессы формирования структуры тампонажного камня, они могут оказывать большое влияние на поведение 459



	камня, вплоть до нарушения его целостности. Еще большие изменения отмечаются, когда перфорированию подвергаются материалы на базе органоминеральных соединений. При растрескивании камень в большей степени разрушается агрессивными пластовыми водами. Важны ударные нагрузки на обсадные колонны и, следовательно, на цементный камень, а также давления, возникающие вследствие гидроразрыва пластов, при оценке работы цементного камня в заколонном пространстве и его структурно-механических свойств. 7.1.6. ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ Значительная часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к подсолевым и межсолевым отложениям. Проводка, крепление и цементирование скважин в указанных условиях затруднены. К наиболее часто встречающимся минералам относятся галит, сильвин, бишофит, карналлит и их смеси. Солевые отложения подвержены при бурении интенсивному кавернообразованию. Соли попадают в движущийся буровой или тампонажный раствор. В различных концентрациях они по-разному влияют на изменение свойств тампонажных растворов. Считается установленным, что одна из основных причин некачественного цементирования скважин в соленосных отложениях - растворение соли тампонажным раствором, в результате чего образуется зазор между твердеющим тампонажным раствором и стенкой скважины, представленной отложениями соли. Зазор может заполняться раствором соли. В зоне контакта тампонажный раствор в этом случае не затвердевает, если его основой является портландский или шлаковый цемент. Минерализованные воды, находящиеся в пластах, могут привести к коагуляции буровых растворов и ускорению сроков схватывания движущегося в заколонном пространстве скважины тампонажного раствора. Совместное действие температуры, давления и пластовых вод оказывает более сильное влияние на растворы и разрушает камень тампонажных растворов многих типов. Своеобразно происходит твердение тампонажных растворов в заколонном пространстве. Очевидно, при твердении тампонажный камень пребывает во влажной или водной среде с постоянным напором пластовых вод. Количество их в каждом конкретном случае не может быть учтено, так как зависит не только от притока воды к поверхности цементного камня, но и от то- 460



	го, движутся ли воды по каналам в теле самого тампонажного камня. Однако состояние тампонажного камня в настоящее время не поддается контролю. Поэтому вопрос разрушения или поражения цементного камня, а также учета их интенсивности пока не решен. Очевидно, в заколонном пространстве скважин существуют ситуации, когда отдельные участки тампонажного камня твердеют без притока пластовых вод. Поэтому изменение свойств тампонажного камня будет иным, чем при твердении в водных средах. 7.1.7. ЕСТЕСТВЕННЫЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В СКВАЖИНЕ Скважина со спущенными в нее бурильными или обсадными трубами и заполненная буровым или тампонажным раствором может рассматриваться как электрохимическая система. Она включает в себя электролит (буровой или тампонажный раствор) и два электрода, замкнутые относительно друг друга; один - горные породы, другой - бурильная или обсадная колонна. Соприкосновение труб на отдельных участках с породой создает локальные гальванические элементы. Электрохимические процессы, протекающие на поверхности электродов, являются источником электрического тока. При контакте твердого тела с жидкостью между ними, как правило, наблюдаются неэквивалентный обмен зарядами, их адсорбция, поверхностная ориентация; это приводит к потере электронейтральности, и твердые тела заряжаются определенным образом. При бурении скважин такие контакты возможны на границах горных пород, различных дисперсных частиц и металла труб с жидкостями. Заряды бурильных и обсадных колонн в скважинах по отношению к водородному электроду, принятому за нулевой, могут достигать -900 мВ и более. Естественные заряды горных пород и металлических труб могут различаться как по величине, так и по знаку, поэтому в скважине реально существуют электродвижущие силы (ЭДС). С ЭДС в заколонном пространстве скважин связаны различные электрокинетические и электромеханические процессы (электрофорез, катафорез, электроосмос, окислительно-восстановительные реакции). Электрокинетические явления влияют на структурно-механические, реологические, фильтрационные, коркообразую-щие, коррозионные свойства буровых и тампонажных растворов; они могут быть причиной повышения давления на выкиде 461



	буровых насосов, сальникообразования, прихватов, поломок бурильного инструмента, газирования растворов, образования каналов и снижения сцепления цементного камня с обсадной колонной.

	7.2. ЗАМЕЩЕНИЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ТАМПОНАЖНЫМИ Важнейшее условие обеспечения герметичности заколонно-го пространства скважин - полное замещение бурового раствора тампонажным из интервала цементирования. Очевидно, что физическая сущность процессов замещения буровых растворов цементными не может быть выявлена без четких представлений о реологических характеристиках и особенностях течения жидкостей как в каналах простой геометрии, так и с учетом специфических условий бурящихся скважин при проведении цементировочных работ. Основное направление движению потока придают твердые стенки канала движения. Слой жидкости, который касается стенок, прилипает к ним, образует стенной (прилипший) слой. При наличии пористой (проницаемой) стенки формируется фильтрационная корка бурового или тампонажного раствора, отличающаяся по физико-механическим свойствам от основной массы жидкости. В данном случае выделить "чисто" прилипший слой затруднительно. При сопротивлении частиц жидкости с прилипшим слоем, а при отсутствии - с поверхностью канала образуется тонкий слой заторможенной жидкости, в пределах которого скорость изменяется от нуля до скорости невозмущенного потока вдали от стенок. Этот слой получил название гидродинамического пограничного; толщина его условна, поскольку резкой границы в изменении скоростей при переходе от пограничного слоя к течению вне слоя нет. Течение жидкости в пограничном слое может быть как ламинарным, так и турбулентным. В последнем случае вблизи поверхности все же выделяют так называемый вязкий подслой, в котором наблюдается слоистое течение. Толщина пограничного слоя зависит от шероховатости, режима движения, физических свойств жидкости и расстояния от входа в канал движения. При заполнении трубы или желоба ньютоновской жидкостью в начале движения характер ее движения струйный, ламинарный. Струи (слои) не перемешиваются между собой. При сдвиге структурированной неньютоновской жидкости вся ее 462



	масса начинает скользить по прилипшему слою подобно твердому телу. При этом центральная часть потока - ядро занимает почти все живое сечение трубы или желоба. По мере увеличения скорости диаметр ядра потока уменьшается, и в некоторых случаях градиентные слои могут заполнить все сечения потока. Этот режим движения напоминает ламинарный и иногда именуется квазиламинарным. Дальнейшее увеличение скорости неньютоновской жидкости приводит к возникновению поперечных пульсаций - поток превращается в турбулентный, однако очаги турбулизации появляются раньше - еще в период разрушении ядра потока. Впервые на особенности распределения скоростей неньютоновских жидкостей по сечению потока обратил внимание Р.И. Шищенко в 1932 г. Произведенные им последовательные съемки (через каждые 3 с) движущегося в желобе бурового раствора с нанесенными на поверхность меловыми полосками показали, что ядро движется в виде сплошного тела, тогда как у стенок желоба наблюдаются относительные сдвиги. Формирование профиля скоростей происходит только на некотором расстоянии от места входа жидкости в трубу. При плавном (стабилизированном) входе в трубу скорости всех концентрических слоев жидкости в начале участка будут одинаковы. Вследствие влияния стенок канала и вязкостных свойств слои жидкости начнут затормаживаться, и на некотором расстоянии от входа в трубу формирование профиля скоростей закончится; поток считается установившимся. Изменение распределения скоростей слоев потока в поперечном сечении - источник гидравлических потерь. Длина канала, на которой поток не может считаться установившимся, зависит от свойств и режима течения жидкости, геометрии канала и называется начальным участком. При движении буровых (глинистых) и цементных растворов в эксцентричных каналах при цементировании скважин следует ожидать изменения эквивалентного диаметра канала движения, обусловленного созданием застойных зон вследствие структурообразования и фильтрационных процессов (коркооб-разования). Это существенно влияет на процесс замещения жидкостей, а следовательно, на формирование цементного камня в скважине.



	7.2.1. ИССЛЕДОВОНИЕ ПРОЦЕССОВ ТЕЧЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ В КАНАЛАХ КРУГЛОГО И КОЛЬЦЕВОГО ПОПЕРЕЧНОГО СЕЧЕНИЙ Исследование процессов замещения жидкостей при цементировании невозможно без учета их физико-механических свойств. Оценка реальных физико-механических свойств буровых и тампонажных растворов затруднена из-за отсутствия приборов, моделирующих термодинамические условия скважины, и сложного реологического состояния буровых и цементных растворов, проявляющегося даже при нормальных температурах и давлениях. Причем сложность реологического состояния заключается не только в отклонении реологических характеристик от бингамовских констант, но и в принадлежности большинства буровых растворов к иному виду жидкостей — нестационарным по реологическому состоянию. Для описания одномерного стабилизированного сдвигового течения несжимаемой сложной реостационарной жидкости З.П. Шульманом предложена обобщенная реологическая модель: T^1/n=C₊(n-pY)^1/m- (7.1) Уравнение (7.1) обобщает наиболее употребительные модели: Ньютона (т₀ =0, т = п, ц-р = v); Бингама — Шведова (т = п = 1; ц-р = г\); Оствальда - Де Виля (т₀ = 0, \л^п/т = К); Кессона (т = п = 2, xj^/2 = К_о, ц.^1/2-р = К_х); Кессона - Шульмана (т = п= 2-5-5, ц.^1/га-р = iimi); Балкли- Гершеля (п = 1, ц.^1/т-р=А) и т.д. Здесь т — касательное напряжение сдвига; т₀ — динамическое (статическое) напряжение сдвига; у — скорость сдвига; ц. — абсолютная ньютоновская вязкость; т^ — пластическая вязкость; v, ц-р, К, К_х, А — вязкостные характеристики; К_о — характеристика пластичных свойств; т, п — произвольные действительные числа. Однако определить реологические характеристики полного уравнения (7.1) по данным реометрии затруднительно из-за сложности интерпретации результирующего уравнения в консистентных переменных. Кроме того, аналитическое решение уравнения (7.1) для случая течения жидкости в кольцевом канале получить не удается. Вместе с тем, используя ближайший аналог уравнения 464



	(7.1) - модель Кессона - Шульмана, Ю.В. Бухман, В.И. Липатов, А.И. Литвинов, Б.И. Мительман и др. получили точные и приближенные зависимости, позволяющие аналитически с достаточной точностью определить расход жидкости и потери давления в кольцевом пространстве бурящейся скважины с учетом нелинейно-вязкопластичного реологического состояния используемых буровых и цементных растворов. Однако для определения реологических характеристик и адекватности модели Кессона - Шульмана (т₀, ц^ и п) требуется статистический анализ консистентных кривых по данным пассивного эксперимента, что весьма трудоемко и требует использования ЭВМ. Для разработки более простого способа диагностики реологического состояния и определения характеристики течения сложных сред Г.Г. Габузовым предложена обобщенная реостационарная нелинейно-вязкопластичная модель (т-т_о)(1 + ат)-Ку;тат_о, (7.2) где К - абсолютная (пластическая) вязкость; а - показатель нелинейности. Уравнение (7.2) может служить для описания реологического состояния разнообразных реостационарных жидкостей: ньютоновских (т = 0, а = 0), псевдопластичных (т₀ = 0, а > 0), вязкопластичных (а = 0), бингамовских псевдопластиков (а > 0), бингамовских дилатантных жидкостей (а < 0). В результате интегрирования выражения (7.2) получают зависимости, конструктивное строение которых позволяет применить для диагностики реологического состояния и определения значений реологических характеристик статические методы планирования экспериментов. Аналитическое решение уравнения (7.2) для случаев течения жидкости в концентричном кольцевом пространстве не встречает принципиальных затруднений. Однако расчет потерь давления в кольцевом пространстве по результирующему уравнению требует применения ЭВМ. Таким образом, реологическое уравнение нелинейно-вязко-пластичной среды (7.2), наиболее приемлемое для определения реологических характеристик на капиллярных и ротационных вискозиметрах, не имеет существенных преимуществ по сравнению с моделью Кессона - Шульмана при попытках расчета потерь давления в кольцевом пространстве. Возможности адекватного описания процессов течения буровых и цементных растворов аналитическими зависимостями ограничены и другими причинами, например эффектом 465



	скольжения и нестационарным реологическим состоянием буровых (цементных) растворов. Скольжение буровых растворов относительно стенки трубы считается доказанным. Эффект скольжения проявляется в увеличении расхода жидкости и прогрессивно ослабевает с ростом диаметра трубы и средней скорости потока. Существенные затруднения возникают при попытке учета нестационарного реологического состояния буровых растворов. Регистрация, например, изменения статического напряжения сдвига во времени не характеризует упрочнение и деструкцию среды в процессе течения и вследствие этого не отображает ее нестационарное реологическое состояние. Таким образом, возможности адекватного аналитического описания реологического состояния буровых и цементных растворов существенно ограничены. Изучению условий, при которых осуществляется переход от ламинарного течения к турбулентному при движении неньютоновских жидкостей, посвящены работы многих исследователей. Рассматриваемые ниже зависимости справедливы для случая стационарного изотермического течения жидкостей на гидродинамически стабилизированном участке гладких труб круглого и концентричного кольцевых сечений, что в большинстве случаев не соответствует практическим условиям бурения. Кроме того, зависимости справедливы при априорном предположении о принадлежности их к вязкопластичным жидкостям - стационарным по реологическому состоянию. Как показано выше, это предположение для буровых и цементных растворов достаточно условно. В работе Б.О. Хедстрема показано, что критическое число Рейнольдса Re_Kp для перечисленных условий однозначно определяется критерием Не, учитывающим соотношение между пластичными и вязкими свойствами жидкости и не зависящим от инерционных сил: Re_Kp = Re_Kp(He), (7.3) «е_кр------—, не-----—, n ti где Не - критерий Хедстрема; w_Kp - средняя критическая скорость течения, м/с; й_э - эквивалентный диаметр канала, м; р - плотность жидкости, кг/м⁸; г\ - пластическая вязкость, Па-с; т₀ - динамическое напряжение сдвига, Па. 466



	Анализ результатов исследований Р. Вильгельма, В. Лолфи и Д. Ларсена по перекачке цементных растворов позволил установить, что переход к турбулентному режиму течения у сред с выраженными пластичными свойствами не зависит от диаметра трубопровода и величины структурной (пластической) вязкости. На основе этого положения Э.К. Латыповым и Б.С. Филатовым предложено критическую скорость вычислять (м/с) по формуле, полученной из выражения для обобщенного критерия Рейнольдса и уточненной на основе имеющихся опытных данных: (7.4) В соответствии с формулой (7.3) зависимость (7.4) удобнее представить в безразмерном виде: Re_Kp=V625He. (7.5) Значительно позднее на основе экспериментальных данных В.И. Липатовым, Б.И. Мительманом и Л.П. Шумиловым установлена справедливость формулы (7.5) в диапазоне 2-10⁴ s sHesl,6-10⁵. В работе Е.М. Соловьева предложена эмпирическая зависимость, аппроксимирующая известные опытные данные при течении буровых и цементных растворов в трубах круглого и кольцевого сечения различных диаметров. Указанная зависимость охватывает наиболее широкий диапазон изменения критерия Не и имеет вид Re_Kp = 2100 + 7,ЗНе⁰⁵⁸; 0 <; Не <; 1,2-Ю⁷. (7.6) Вместе с тем следует отметить, что некоторые авторы выделяют несколько режимов течения буровых растворов. Так, А.Х. Мирзаджанзаде привел данные, показывающие, что в диапазоне 1000 < Re' < 2200 наблюдается существенный разброс значений коэффициента гидравлических сопротивлений. Это позволило сделать заключение о существовании зоны перехода от структурного к турбулентному режиму течения и выделить режимы течения: структурный Re' s 1000, переходный 1000 < < Re' < 2200 и турбулентный Re' a 2200. Известны рекомендации и по более дробному делению режимов течения. Так, Т.Е. Еременко, Д.Ю. Мочернюком и Н.Г. Гелетием выделены границы режимов по обобщенным числам Re: структурный (Re' = O-s-64); переходный от структурного к ламинарному (Re' = 64-5-700); ламинарный 467



	(Re' = 7OO-5-12OO); переходный от ламинарного к турбулентному (Re' = 1200+2300); турбулентный (Re' > 3000). При Re' = 2300-5-3000 поток стабилизируется. Эти результаты хорошо совпадают с экспериментальными данными Г. Говарда и Дж. Кларка. Н.П. Лещием и Д.Ю. Мочернюком указывается, что интервал переходного режима от ламинарного к турбулентному находится в пределах Re' = 2390 - 2820. На режим течения жидкости существенно влияет эксцентричность внутренней трубы. Теоретически показано, что между обобщенными критериями Рейнольдса для концентричного и полностью эксцентричного кольцевого пространства существует соотношение Re₃ » 2,5 Re_Kp. Далее, считая критические значения для концентричного кольцевого пространства Re_Kp = = 1160, рекомендуется принять Re^._p3 = 4000. М.П. Гулизаде и др. указывают, что значение Re_Kp ₃ = 3250. Приведенные значения критических обобщенных значений критерия Рейнольдса (3250-4000), вероятно, завышены. Использование методического подхода для определения критических значений обобщенного критерия Рейнольдса с учетом эксцентриситета труб показывает, что переход к турбулентному режиму в эксцентричном кольцевом пространстве для нетиксотропных буровых растворов происходит при более низких значениях Re^._p, чем при концентричном расположении труб. Экспериментальные работы по определению коэффициента гидравлического сопротивления и условий смены режимов течения при движении воды и буровых растворов в кольцевых каналах при концентричном и эксцентричном расположении труб проведены в б. ВНИИКРнефти. На рис. 7.1 представлены результаты исследований, полученные при экспериментах с технической водой. Опытные данные нанесены на график в координатах XRe/96 - Re. При концентричном положении внутренней трубы и соотношении внутреннего и внешнего диаметров кольцевого пространства, превышающем 0,5, в случае ламинарного режима течения должна выполняться зависимость XRe/96 = 1. При изменении безразмерного эксцентриситета е кольцевого пространства она существенно меняется. Разброс данных не позволяет установить точные значения критерия Рейнольдса, при которых происходит изменение коэффициента гидравлического сопротивления. Можно лишь констатировать, что критические значения критерия Рейнольдса 468

XRe/96

1,6 1,4 1,2

1,0 0,8

0,6

о/

/с

/з

1 ,

/в

}

-*/

•1

¹ U

©<

p Г

0,4 10²

5 4 5 6 7810³

4 Re

Рис. 7.1. Зависимость показателя X Re/96 от критерия Re для воды:

1,2,4,5 —по даннымМ.Г. Минигазимова; 3, 6 — по данным ВНИИКРнефти; 1 — ё= 0,1/т =0,637(D_K = 50,23 мм, й„ = 31,95 мм); 2 - ё = 0,657, 1/тп = 0,637; 3-е = 0,1/т =0,7; 4- ё =1; 1/тп =0,637; 5- ё =0,329, 1/тп =0,700; 6- ё = = 1,1/т=0,7

при течении воды уменьшаются с ростом эксцентриситета кольцевого пространства.

Кривые Х= X(Re'), представленные на рис. 7.2, получены в результате обработки опытных данных методами математической статистики. Коэффициент корреляции между логарифмами переменных величин при построении кривой 1 составил 0,85, кривой 2 - 0,76, кривой 3 - 0,45, кривой 4 - 0,42, кривой 7 -0,78, кривой 8- 0,72.

Совпадение зависимостей наблюдается при структурном течении (Re' < 1800-2000) различных буровых (глинистых) растворов лишь в концентричных кольцевых каналах. При движении растворов при эксцентричном положении труб изменение "к не согласуется с зависимостью "к = 96/Re'. Такое отклонение можно объяснить возникновением в эксцентричном кольцевом пространстве застойных зон, размеры которых зависят от свойств буровых растворов, скорости течения, конфигурации канала движения и т.д. При значении Re' »

469

1001.

ю²

8 6

L фЧ

•>.

X⁵

_ч

ч\

ил

"Ч

р-

}

X Ч

4 '

6 8 10²

4 6 8 10* 3 2

4 6 Re'

Рис. 7.2. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от обобщенного критерия Re для буровых растворов:

1 — для всех испытанных растворов; 2—5 — буровой раствор соответствует № 1— 4; 6 — зависимость X = 96/Re; 7,8— для всех испытанных растворов в турбулентной области; сплошные линии — концентричное расположение труб; пунктир — эксцентричное расположение труб

» 1800-2000 режим становится турбулентным в большей части эксцентричного зазора, а кривые "к = X(Re'), полученные для концентричных (кривая 8) и эксцентричных (кривая 7) кольцевых каналов, практически совпадают.

Повышение эксцентриситета в одних случаях (см. рис. 7.2, кривые 3, 4) приводит к снижению критических значений Re^._p, тогда как при этом же эксцентриситете для бурового раствора с повышенными значениями статического напряжения сдвига (кривая 2) наблюдаются более высокие критические значения обобщенного критерия Рейнольдса, что свидетельствует о достаточно сложных процессах течения при формировании застойных зон.

Для выявления критических значений Re^._p опытные данные нанесены на график в координатах XRe'/96 - Re' (рис. 7.3),

470

Рис. 7.3. Зависимость X Re '/96 от Re' для буровых j 4 растворов при эксцентричном положении труб:

1, 2 — буровой раствор № 1 1,2 и 2 соответственно; 3 — № 4; 4-№ 3;5-№ 2.

1,0

0,8 0,6 0,4 0,2


					1 1		•У
					1 1 ._!_.	СИ	7
V	—т,—				1 ч.	4
-о—1-	Г>			5
					,1
3			г		■Г/
5		от			1 1 1
					1 1

2 3 4 5 67810³ 2 Re'

анализ которого позволяет заключить следующее: для всех исследованных буровых растворов независимо от величины эксцентриситета наблюдается переход к турбулентному режиму течения при Re^._p» 1800-5-2000. Излом кривых при Re' < Re_Kpсвидетельствует о переходе к турбулентному режиму течения при некоторых минимальных значениях (Re^._p)_min.

Частицы твердой фазы при определенных условиях в вязкой жидкости представляют собой очаг зарождения турбулентных пульсаций. Подобное явление наблюдалось и в потоке бурового раствора при введении в него частичек песка. Установлено, что взвешенные частицы двояко влияют на течение. Даже при незначительной отрицательной разнице плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды уменьшается критическое число Рейнольдса, при положительной же разнице наблюдается обратный эффект.

Можно показать, что на режим течения буровых растворов влияют и многие другие факторы, например вращение и шероховатость труб, неизотермические условия течения, местные сопротивления, условия входа в канал движения и т.д

Применительно к процессам вытеснения буровых растворов цементными можно считать, что переход к турбулентному режиму течения буровых и цементных растворов гарантируется при Re a 2300.



	7.2.2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ЗАМЕЩЕНИЯ И СМЕШЕНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ АНАЛИТИЧЕСКИМИ И ЭКСПЕРЕМЕНТАЛЬНЫМВ МЕТОДАМИ Вполне очевидно, что успех выполнения технологических операций по замещению буровых растворов неразрывно связан с качеством проводки скважин до производства цементировочных работ. Например, маловероятно высокое качество цементирования при большой кавернозности и искривлениях ствола скважины, желобообразованиях, зашламленности ствола, образования на стенках скважины рыхлых глинистых корок, наличии потенциальных поглощающих и флюидопроявляющих горизонтов и т.д. Требования к этим операциям пока недостаточно определены и нуждаются в дальнейшем уточнении и конкретизации. Полнота замещения бурового раствора цементным или любой другой промывочной жидкостью характеризуется коэффициентом замещения k₃, равным отношению объема вытесненного бурового раствора к исходному объему V, занимаемому буровым раствором до процесса замещения. При полном замещении *К=\.* Очевидно, что герметичность скважин зависит не только от полноты замещения бурового раствора цементным, но и от многих других факторов, таких как прочность цементного камня, обсадной колонны, ее оснастки и т.д. Обеспечение турбулентного режима течения при замещении - фактор, благоприятствующий скорейшему и более полному удалению бурового раствора и размыву корки. Однако достижение турбулизации цементного раствора лишь в результате повышения скоростей течения не всегда возможно из-за высоких гидравлических сопротивлений. В потоке необходимо создавать условия для образования вихрей. Вполне естественно возникают необходимость изучения возможностей генерирования вихрей в потоке, когда критерий Рейнольдса меньше критического, а также установления закономерностей перемещения вихрей в потоке. Вихреобразованию способствуют механические воздействия в результате перемещения обсадной колонны, использования специальных турбулизаторов и т.д. Определенный положительный эффект дают муфты и неровности стенок скважины, однако они могут оказать и отрицательное воздействие на полноту замещения бурового раствора цементным. Таким образом, исходя из существующих представлений, процесс замещения бурового раствора цементным должен быть 472



	управляемым на основе направленного влияния регулируемых технологических факторов, а также технических средств интенсификации процессов. В практике цементирования скважин, особенно глубоких и высокотемпературных, очень часты случаи повышения давления при закачивании и продавливании цементного раствора в заколонное пространство. Одна из причин повышения давления - резкое загустевание бурового раствора при смешении с цементным. Теоретическое решение задачи по определению коэффициента замещения и размеров зон смешения растворов связано с необходимостью учета реального реологического состояния жидкости, конфигурации канала движения, условий вихреоб-разования и т.д., что является сложной проблемой. Впервые задачи о вытеснении вязких и вязкопластичных жидкостей в обсадной колонне и заколонном пространстве скважины решены в 50-х годах А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Аббасо-вым, Я.А. Шварцем, М.Н. Махмудовым и др. Так, пренебрегая влиянием начального участка и принимая, что эпюра распределения скоростей при вытеснении одной вязкой жидкости другой остается такой же, как и при движении однородной жидкости, скорость граничной точки v на расстоянии г от оси трубы при ламинарном режиме течения жидкостей в вертикальной трубе (движение снизу вверх) можно определить из следующей системы уравнений:

	_v dt 4^ _v=dz_ ₌ P-P2 - dt

	где р - давление в точке раздела; р_х, р₂ - давление в начале и конце трубы соответственно; щ, ц₂ - абсолютная вязкость вытесняющей и вытесняемой жидкостей соответственно; р_1;р₂ - плотность жидкостей; z - вертикальная координата точки на границе раздела жидкостей; R - радиус трубы. Преобразование системы (7.7) приводит к следующему обыкновенному дифференциальному уравнению в безразмерных переменных:

	dt \i + (1 - \i)z l л (7.8)

	P_1> _м_> _i ₌ P ^	PigL

	473



	Уравнение (7.8) интегрируют в предположении, что первоначальная граница раздела г = L_o. В результате определяется безразмерное время t_x от начала процесса до момента прорыва вытесняющей жидкости при г = 0 и г = 1, а также отношение оставшегося объема AW вытесняемой жидкости в момент прорыва к первоначальному ее объему V. Окончательное уравнение после упрощений (L_o/L = О, ф = 1, i = const) и раскрытия неопределенностей принимает вид

	V 3(1 +и) где AW - объем вытесняемой жидкости, оставшейся в трубе в момент поступления вытесняющей жидкости к выходу трубы. Поскольку, по определению, AV = V - AW, на основании формулы (7.9) коэффициент замещения

	k =1-!±^L. (7.10) 3(1+ й) Выражение (7.10) указывает на повышение коэффициента замещения с уменьшением параметра \|Г, зависящего от отношения абсолютных вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей. При равенстве абсолютных вязкостей коэффициент замещения в момент прорыва k₃ = 0,5 (при £ = £₁и]Г = 1). Очевидно, что подобные выводы справедливы с учетом допущений, принятых при решении задачи. Задача для случая вытеснения вязкопластных жидкостей при структурном режиме течения жидкостей сверху вниз по вертикальной трубе (обсадной колонне) без учета различий в физико-механических свойствах жидкостей базируется на следующей системе уравнений:

	d₁₌~~p₁-p ₊ pgz~~_(R2 _ _r2) _ dt 4г\|? г\| d₁₌p-p₂₊ pgz_(R2 _ _r2) _ dt ЩЬ-z) Ц	(7.И)

	где т₀ - динамическое напряжение сдвига; г\ - пластическая вязкость жидкостей; г₀ - радиус ядра потока. Преобразование системы (7.11) приводит к уравнению в безразмерных переменных 474



	£-±±i (l-P)-^H(l-ry, j-z/L, St 4 <L (7.12) 7 = r/R, p = r_otf, i-i^, F = ^f. Интегрирование выражения (7.12) с учетом уравнения первоначальной границы раздела г = L_o после преобразований приводит к следующему окончательному результату (при г = = P,L₀/L = 0hz = 1): К=Р ₊ ⁽¹~^т+Щ. (7.13) 6

	Анализ выражения (7.13) показывает, что при изменении р от 1 до 0,5 коэффициент замещения снижается от 1 до 0,7, т.е. на 30 %. Таким образом выявляется преимущество вытеснения вяз-копластичных жидкостей с развитым ядром течения. Аналитическое решение задачи о замещении при последовательном движении двух вязкопластичных жидкостей с отличающимися свойствами в кольцевом пространстве скважины проводится по аналогичной схеме, однако взамен системы (7.11) для описания распределения скоростей вне ядра потока используются зависимости М.П. Воларовича и A.M. Гуткина. В отличие от приведенных примеров решения для круглой трубы это решение достаточно сложно и здесь не приводится. Между тем выводы о повышении коэффициента замещения буровых растворов с увеличением значений реологических характеристик и плотности цементных растворов, а также о нерациональности увеличения скорости восходящего потока при структурном режиме течения жидкостей согласуются с выводами, полученными при теоретическом рассмотрении процессов замещения жидкостей в круглой трубе, и представляют существенный интерес. Следует учесть, что экспериментальное понятие коэффициента замещения не совпадает с теоретическим. Во всех теоретических работах, посвященных изучению закономерностей последовательного течения несмешивающихся жидкостей в совершенном гидравлическом канале, рассмотренных выше, коэффициент замещения определяется отношением объема замещенной жидкости W_t = W^t^) ^в момент времени £_х выхода границы раздела в конечное сечение заданного интервала L к объему этого интервала W, т.е. К₁ = k_s(t_x) = W₁/W. За время t₁ = = L/v_rmx замещенный объем бурового раствора W_op и 475



	поступивший в колонну объем тампонажного раствора W_T _p при постоянном расходе Q равны W = Qt₁ = QL/i>_max> где у^, -максимальное значение скорости точки границы раздела. Так как W_T-P < W = QL/v_cp, теоретический коэффициент замещения относится к моменту времени, когда из заданного интервала замещен только чистый буровой раствор и, конечно, не произошло необходимого замещения одного объема другим. С практической точки зрения представляет интерес значение k₃, по крайней мере в момент времени t₂ = L/v_cp. Таким образом, коэффициент замещения нельзя рассматривать как некоторый параметр, необходимо считать его непрерывной, возрастающей функцией времени k₃(t) или функцией объема W_T-P(f) закачиваемого в скважину тампонажного раствора. Тогда прямая задача должна состоять в определении необходимого времени замещения или, точнее, объема тампонажного раствора, исходя из условия k₃(t) = k₃(a) = &_доп, где а = W_T-p(f)/W; &_доп - допустимое значение коэффициента замещения. Это же условие можно в принципе использовать и при решении обратной задачи - определении параметров тампонажного раствора и режима продавки. Если период времени t s t_г принято называть фазой замещения, то период fj < t s £_доп - фазой вымывания. Очевидно, что практически предельное значение коэффициента замещения всегда меньше единицы из-за несовершенства заколонного пространства скважины, обусловленного наличием каверн, застойных зон и коркообразованием. Все известные теоретические решения задач продольного течения двух несмешивающихся и неоднородных жидкостей являются приближенными, основанными на формальном использовании стационарных уравнений гидродинамики при Ар = const. Это допущение не вполне соответствует реальному процессу, поскольку поддерживать постоянство гидравлических потерь при цементировании скважины невозможно. Более оправдана схема решения задачи замещения, при которой исходят из условия Q = const. В этом случае для упрощения решения допустимо ограничиться рассмотрением последовательного течения двух равноценных жидкостей. Подстановка в полученное решение параметров замещающей и затем замещаемой жидкости дает возможность оценить истинное решение, которое будет принимать промежуточное значение. Эта идея впервые была использована в работе А.Х. Мир- 476



	заджанзаде для оценки коэффициента k_x в трубе при структурном режиме замещения. Рассмотрим последовательное течение двух однородных равноценных жидкостей при постоянной подаче Q_o = const в совершенном гидравлическом канале (труба, концентричное кольцевое пространство). В этом случае граница раздела жидкостей в любой момент времени определяется по формуле z = v(r)t, (7.14) где v(r) - профиль скорости в сечении канала; г = О - начальное сечение. Поскольку граница раздела достигает конечного сечения г = = L заданного интервала L в момент времени t_г = L/u_max к этому моменту из интервала будет замещен объем жидкости, равный V Wi =Qoi ⁼ тт^-W. Поэтому при t = tj коэффициент замещения ^vmax определяется отношением средней скорости к максимальной, т.е. К_г =* Ucp/iw или К_г = f_x /t₂. При t > t! через сечение г = L будет поступать замещаемая жидкость с расходом Q_x(f) и замещающая - с расходом Q₂(t). Но так как Q₁+Q₂⁼Q₀j изменение объема замещаемой жидкости во времени можно рассчитать по формуле t = Q_ot-jQ₂(t)dt. (7.15) ч Расход Q₂(t) находят интегрированием усеченного профиля скорости. При структурном режиме течения вязкопластичных жидкостей с одинаковыми свойствами в заколонном пространстве скважины для любого момента времени t коэффициент замещения и долевое содержание замещаемой жидкости в смеси рассчитывают по следующим формулам:

	Kit)	*1-х*

	x=l-K₁/t;t =t/t₂;tt_x;K_x=tJt₂;* (7.16) 477



К,=-
К,=-		3(1 -r_of	*Гп=-*	*Ap(D_c-d_H)'*

12/v,

^2tFcp 2 - 3r₀ + r₀⁸ ' где Sen - критерий Сен-Венана; D_c, d_K - диаметр скважины и наружный диаметр обсадной колонны соответственно. На рис. 7.4 показаны графики зависимости С_в и k₃ от AW₂/W, из которых можно сделать следующие выводы: полнота замещения бурового раствора увеличивается с ростом использованного объема тампонажного раствора и критерия Сен-Венана; для определения необходимого объема тампонажного раствора достаточно задать допустимую концентрацию С_в на выходе. Например, при допустимой концентрации С_в = 10 % и Sen = = 10 согласно кривым 2 (см. рис. 7.4) объем тампонажного раствора должен составлять 1,2 Q_o, так как AW₂/W =0,2; при этом k₃ = 0,9. При турбулентном режиме замещения бурового раствора, используя соответствующие формулы для профиля скорости, получили следующее приближенное решение:

Г Л,					AW₂/fV	Рис. 7.4. Зависимости коэффициента замещения k₃ и долевого содержания замещающей жидкости С_в в выходном сечении за колонного пространства от AW₂/W: 1,2,3 - критерий Sen равен 0; 10;40 соответственно
0,25 0,20 0,15 0,10 0,05	-0,95 -
0,25 0,20 0,15 0,10 0,05	-0,90 - 0,85 р -0,80 - -0,75 -
^L0,70

478

(7.17)

где К_г =

,835-

sfky¹; x = 1 - K_x /t; t = 1

В данном случае результат решения зависит от значений t и коэффициента гидравлического сопротивления X.

Зависимость параметров замещения K_t, k_a и С_в от t и X приведена в табл. 7.1.

Если воспользоваться теорией турбулентного перемешивания в длинных трубах и формулой Тейлора для коэффициента диффузии, то расчетная формула для коэффициента в заколон-ном пространстве скважины k_c примет вид

,1/2

=12,5

(7.18)

где Х_т и Х_к - коэффициент гидравлического сопротивления в трубе и заколонном пространстве соответственно; d_B - внутренний диаметр обсадной колонны.

Результаты расчетов по формулам (7.16) и (7.18) были сопоставлены с фактическими опытными данными. В результате выявлено, что при структурном режиме замещения расчетные формулы, полученные в соответствии с теорией замещения не-смешивающихся жидкостей, хорошо согласуются с опытными данными, а при смешанном или турбулентном режиме замещения использование этой теории приводит к неудовлетворительным результатам.

Таким образом, при структурном режиме замещения для определения избыточных объемов замещающей жидкости следует использовать формулы (7.16) или графики рис. 7.4. При смешанном или турбулентном режиме замещения рекомендуется применять зависимость (7.18), полученную на

Таблица 7.1

Зависимость параметров замещения от t и X


F	Х=0,04			Х=0,02
F					МП	СЛ)
1,0 1,05 1,10 1,20 1,40	0,856	0,941 0,951 0,961 0,972 0,984	0,285 0,217 0,150 0,090 0,036	0,894	0,958 0,969 0,978 0,987 0,994	0,295 0,205 0,124 0,064 0,019

479



	основе теории турбулентного перемешивания и фактических данных. Известны также полуэмпирические и экспериментальные методы определения коэффициентов замещения и смешения буровых растворов. Т.Е. Еременко, Д.Ю. Мочернюк и И.Г. Гелетий, рассматривая влияние режимов течения и показателей свойств вытесняемого раствора, пришли к выводу, что во всех случаях для обеспечения более полного замещения бурового раствора цементным необходимо выполнение условия Re/Же,/, (7.19) где Re/ и Re,/ — обобщенный критерий Рейнольдса соответственно для бурового (глинистого) и цементного раствора. В связи с отсутствием экспериментальных данных соотношение (7.19) не уточнено. Вместе с тем неравенство (7.19) включает комбинацию из инерционных составляющих потока, плотностей и реологических характеристик последовательно движущихся жидкостей. В связи с этим трудно представить, что одинаковая эффективная вязкость, которая отмечается при различных соотношениях динамического напряжения сдвига, пластической вязкости и скорости течения, оказывает равнозначное влияние на процесс вытеснения. Достаточно сложным представляется решение проблемы замещения жидкостей в эксцентричных кольцевых каналах. Например, исследованиями Мак-Лина установлено, что турбули-зация потока, реализованная при различных комбинациях скорости и реологических характеристик, неоднозначно влияет на процесс вытеснения жидкостей из эксцентричных кольцевых каналов, так как повышение скорости предпочтительнее разжижения цементного раствора. Теоретических работ, посвященных процессам замещения буровых растворов в эксцентричных кольцевых каналах, практически нет. В 1941 г. Р.И. Шищенко на основе анализа уравнения равновесия страгивающих и удерживающих сил, воздействующих на неподвижную часть бурового раствора в суженной части кольцевого сечения шириной 5, предложил для оценки качества цементирования следующий критерий: Д = Ь^^_ё, (7.20)

	480



	где Д — безразмерный комплекс, зависящий от средней скорости течения, геометрии канала движения и свойств жидкостей; 0 — статическое напряжение сдвига жидкости. Критерий Д косвенно учитывает гидродинамическую составляющую страгивающих сил и для обеспечения удаления бурового раствора из суженной части кольцевого сечения должен быть, по Р.И. Шищенко, равен 30 или более. В дальнейшем А.Х. Мирзаджанзаде показал, что по физическому смыслу уравнение (7.20) характеризует условия гравитационного оседания границы раздела бурового и цементного раствора после окончания продавки и для предотвращения оседания критерий должен находиться в диапазоне 6 <, Д <, 12. Рассмотрим общий случай, когда труба смещена относительно оси скважины на величину ОО' = 1 (рис. 7.5). Условие существования застойной зоны (на рисунке заштрихована) в период от начала течения до стабилизации гидравлического радиуса эксцентричного канала можно записать в виде i\p о_п т о^о_ж £ 0(0_Т , ^i.ZIJ где Ар' - перепад давления на эксцентричном участке: S_n', Б_ж и S/ — текущее значение площади соответственно поперечного сечения застойной зоны, соприкосновения потока с застойной зоной и контакта застойной зоны с твердыми стенками; 0_t — статическое напряжение сдвига бурового раствора в застойной зоне через время t.

	Рис. 7.5. Схема расположения застойной зоны в кольцевом пространстве скважины: 2ф₃ — угол застойной зоны; г₀ - радиус потока на границе с буровым раствором; Д[ — наружный радиус обсадной колонны; Д₂-радиус скважины; 00' -смещение центральной обсадной колонны относительно оси скважины

	481



При постоянной подаче жидкости и равновесном состоянии системы при конечных значениях 0, S_n, <S_T, S_x выражение (7.21) может быть представлено в следующем виде: S_nAp/e + S_JK-S₁=O. (7.22) Использовав уравнение (7.22) и определив площади при помощи геометрических построений, получим

АрЩ	- а) -

Ю

-2	■-< т	(7.23)

а = 2arctg		— _ е(т-1)втф₃ _ 1 msma m

где I — длина эксцентричного участка. Решение уравнения (7.23) выполнено на ЭВМ. В результате определены значения ф₃ и площади застойной зоны S_n = S_n/ jt(R\|- Rj) в функции от безразмерной величины А = = (ApR₂)/(Ql) при различных фиксированных т и ё. Результаты расчетов отображены графически на рис. 7.6. Из анализа кривых можно сделать следующие выводы. 1. С увеличением Ap/l, R₂ и снижением 0 величины ф₃ и S_nуменьшаются, причем наиболее значительное снижение их происходит при увеличении А в интервале от 10 до 120—150. 2. При значениях ё = 1, т.е. когда колонна касается стенок скважины, разрушить застойную зону за счет гидродинамических перепадов давления практически невозможно. В этом случае наиболее эффективным средством может быть движение и вращение колонны. При ё < 1 в определенных условиях застойная зона полностью разрушается, и тем легче, чем меньше ё. 3. Повышение т, а следовательно (при фиксированном радиусе скважины) увеличение размеров кольцевого зазора приводит к уменьшению угла ф₃, особенно при малых значениях параметра А, а в ряде случаев даже к полному исчезновению застойной зоны. Приведенные на рис. 7.6 кривые позволяют установить 482



	О 30 90 150 210 60 120 180

	Рис. 7.6. Зависимости: а — ф₃ = ф₃(-А);б — S_n = S_n(A); сплошные линии — е = 1; пунктирные линии — е = 0,9; 1,2,3 - значение 1/ т равно соответственно 0,5; 0,7; 0,9

	величину застойных зон и наметить конкретные меры для их устранения. Для этого при заданных величинах -Rj/^ и ё по формуле (7.23) или рис. 7.6 следует определить значение параметра А, при котором исключаются застойные зоны, а затем принять конкретные меры по соответствующему регулированию величин Ар и 0. При выборе эксцентриситета ё должна учитываться центрирующая способность соответствующих приспособлений. В связи с гидроразрывами пластов при повышении скорости восходящего потока бурового раствора в зарубежной практике считают целесообразным проводить цементирование скважин при очень малых скоростях (0,2—0,4 м/с). Так, в работе П. Паркера при экспериментальном исследовании процессов замещения растворов при низких скоростях течения установлены следующие эмпирические зависимости, отображающие условия полного замещения бурового раствора цементным: при концентричном положении труб е_ц = е₆ + 7,3-10,5Др; (7.24)

	при эксцентричном положении труб е_ц = (0₆ + 7,3 - 10,5Ap)(ft_max - Л^),	(7.25) 483



	где 0_Ц, 0_б — статическое напряжение сдвига цементного и бурового раствора соответственно, Па; h_max, h_min — максимальное и минимальное расстояние между обсадной колонной и стенками скважины, см; Ар — разность плотностей замещающей и замещаемой жидкостей, г/см⁸. Приведенные формулы указывают на тесную взаимосвязь разности плотностей растворов с тиксотропными характеристиками жидкостей, совместно влияющими на полноту замещения. Зависимости (7.24) и (7.25) адекватны экспериментальным данным при средних скоростях течения менее 0,45 м/с. Г. Говардом и Дж. Кларком экспериментальным путем установлены закономерности изменения коэффициента замещения буровых растворов в зависимости от режимов течения цементных растворов. Вытеснение производилось из кольцевого пространства экспериментальной установки, составленной из колонны труб диаметром 140 мм, в которой находились 51-мм трубы. Реологические характеристики определялись на капиллярном вискозиметре. Расстояние между точками замера перепада давления составляло 6,1 м; внутренний диаметр капиллярной трубы равен 8,45 мм. На рис. 7.7 приведена зависимость коэффициента замещения от скорости потока. Опыты проводились с цементным раствором плотностью 1,84 г/см⁸, пластической вязкостью 0,0213 Па-с и динамическим напряжением сдвига 9,1 Па. В качестве замещаемой жидкости использовали буровой раствор плотностью 1,20 г/см⁸. Как следует из рис. 7.7, при структурном режиме течения наблюдается значительный разброс данных, а при ламинарном - коэффициент замещения составляет более 0,9 (90 %). Область переходного режима не была исследована, поэтому возможная степень замещения при этом режиме определена путем интерполяции. В области турбулентного режима течения коэффициент замещения превышает 95-98 %. Приведенные на рис. 7.7 данные отражают лишь условия эксперимента и носят иллюстративный характер. Если реологические параметры бурового и цементного растворов, геометрическая конфигурация и другие условия испытания аналогичны, то эффективность замещения прямо пропорциональна увеличению объемной скорости замещения. При равных перепадах давления в заколонном пространстве в случае турбулентного режима наблюдаются более высокие значения коэффициента замещения, чем при ламинарном режиме течения. 484





	1,83 2,44 Скорость потока, м/с Рис. 7.7. Зависимость коэффициента замещения от скорости потока: а — область структурного режима; б — примерная граница структурного режима; в — область ламинарного течения; г — нижняя граница критической скорости; д — переходная зона от ламинарного течения к турбулентному; е — верхняя граница критической скорости; ж — область турбулентного течения

	С увеличением перепада давления в заколонном пространстве эффективность замещения раствора при турбулентном режиме возрастает по сравнению с ламинарным. Испытания указывают на увеличение коэффициента замещения при повышенной (31 %) концентричности внутренней трубы. При исследовании влияния разности плотностей цементного и бурового растворов на коэффициент замещения установлено благоприятное условие замещения, когда плотность цементного раствора больше плотности бурового раствора; но эта разность не должна быть максимально возможной. Большая эффективность замещения достигается при умеренной разнице плотностей цементного и бурового растворов и повышенных скоростях потока. На основании анализа результатов испытаний установлено, что эффективность замещения уменьшается с увеличением диаметра скважины. Перемещение трубы приводит к повышению эффективности замещения по сравнению с неподвижной трубой, однако этот рост не превышает 5—6 %. Наиболее высокая эффективность замещения обеспечивается при перемещении трубы и применении скребков для удаления глинистой корки. Установлено, что цементный раствор проникает в узкие места кольцевого пространства, а замещение бурового раствора в его расширенных местах улучшается даже в том случае, если скребок не касается стенок скважины. Повышение степени замещения бурового раствора 485



	объясняется разрушением структуры раствора и нарушением стабилизированного течения потока под воздействием конструкции скребка. Анализ результатов многочисленных экспериментов показал: __ с увеличением Re' бурового и цементного растворов значение коэффициента замещения жидкостей k₃ возрастает; эффективность замещения растворов в кольцевом пространстве скважины зависит от соотношения критериев Рейнольдса замещаемой и замещающей жидкостей; для обеспечения максимального замещения буровых растворов в концентричном кольцевом пространстве цементным необходимо выполнение условия Re'a 2; (7.26) при небольших скоростях течения вязкопластичных жидкостей преобладающее влияние оказывают пластические составляющие реологических характеристик, при больших скоростях определяющую роль играют вязкостные составляющие. Процесс замещения в большей мере определяется отношением эффективных вязкостей, а не отношением напряжений сдвига на стенках канала, возникающих при движении жидкостей. Однако зависимость как уже отмечалось, также имеет недостаток, поскольку предусматривает одинаковую степень влияния плотностей и эффективных вязкостей прокачиваемых жидкостей на коэффициент замещения. Разность плотностей растворов практически не влияет на изменение коэффициентов замещения жидкостей из кольцевого пространства. При равенстве эффективных вязкостей замещающей и замещаемой жидкостей отсутствие корреляции обусловлено раздельным влиянием пластической и вязкостной составляющих реологических характеристик, а также плотностью и скоростью течения движущихся жидкостей. Повышение коэффициента замещения прослеживается при снижении соотношений пластической и вязкостной составляющих буровых и цементных растворов, увеличении скоростей потока, а также выравнивании значений плотности замещающей и замещаемой жидкостей. Подобные выводы, естественно, справедливы в пределах конкретных условий.



	7.3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫ КОЛОНН В СКВАЖИНАХ Отечественными исследователями выполнен большой объем теоретических, экспериментальных и промышленных исследований процессов смешивания и вытеснения буровых и тампо-нажных растворов, буферной жидкости в скважине. Основные результаты теоретических работ, лабораторных и промышленных экспериментов заключаются в следующем. 1. Чем выше кажущаяся вязкость вытесняющей жидкости по сравнению с вытесняемой, а следовательно, чем больше динамическое напряжение сдвига т₀ и структурная вязкость г\ первой жидкости, тем больше коэффициент вытеснения при условии, что обе жидкости движутся в структурном режиме течения. Соотношение плотностей жидкостей при указанных условиях течения на коэффициент вытеснения не влияет. Большее влияние на процесс вытеснения оказывает r^Ali» чем т_О2/т_О1, а при малых скоростях - наоборот. 2. Если вытесняющая жидкость течет в структурном режиме, а вытесняемая — в турбулентном, то степень вытеснения можно повысить, увеличив вязкость вытесняющей жидкости, снизив плотность вытесняемой, а также уменьшив скорость течения. Изменение вязкости вытесняемой жидкости не оказывает существенного влияния на процесс вытеснения. 3. Если режим течения вытесняющей жидкости турбулентный, а вытесняемой — структурный, то степень вытеснения можно повысить в основном за счет увеличения плотности вытесняющей жидкости и уменьшения вязкости вытесняемой. Повышение скорости течения также способствует улучшению вытеснения. 4. Если режим течения обеих жидкостей турбулентный, то основное действие на рост коэффициента вытеснения оказывает увеличение соотношения плотностей вытесняющей и вытесняемой жидкостей. 5. Разность плотностей жидкостей не является определяющим фактором при цементировании скважин, так как не оказывает заметного влияния на изменение полноты вытеснения из кольцевого пространства. Так, увеличение Ар от 0,3 до 0,6 г/см⁸приводит к росту коэффициента вытеснения всего на 0,01. Турбулентный режим течения вытесняющих жидкостей — один из главных факторов, определяющих наиболее полное вытеснение бурового раствора цементным. 487



	Для обеспечения турбулизации рекомендуется в раствор вводить пластификаторы. Достижение турбулизации за счет увеличения скорости потока в условиях малых кольцевых зазоров и высоких реологических показателей цементных растворов - задача весьма сложная и часто неразрешимая. В подобной ситуации турбули-зация потока может быть обеспечена путем механического воздействия на поток турбулизирующими элементами — турбули-заторами. Турбулизацию потока вызывает и оснастка. Чем выше скорость потока, тем больше длина зоны турбулентности. Если турбулизирующие элементы разместить таким образом, чтобы они находились друг от друга на расстоянии зоны их турбулентности, то это обеспечит повышение замещения бурового раствора цементным. В нашей стране для турбулизации потока применительно к цементированию скважин выпускаются лишь винтовые (типа ВТ) турбулизаторы. При промывке и цементировании обсадной колонны лопасти турбулизатора изменяют направление движения восходящего потока бурового и тампонажного растворов и способствуют созданию турбулентного режима течения. Благодаря этому повышается вытесняющая способность тампонажного раствора и обеспечивается более полное заполнение им затрубного пространства. На эффективность работы турбулизатора влияют эксцентриситет обсадной колонны, кавернозность и расширение ствола скважины. Промысловый эксперимент позволил дать следующие практические рекомендации по разработке и расстановке турбули-заторов. 1. Турбулизаторы следует разрабатывать применительно к конкретным диаметрам обсадных колонн и скважин. Использование турбулизаторов иных типоразмеров в скважинах, пробуренных долотами большого диаметра, нерационально. Унификация турбулизаторов для определенного типа колонн и разного диаметра скважин не рекомендуется. 2. Угол наклона лопастей турбулизатора к его оси следует принимать равным 35—40°. 3. Число лопастей должно быть пять—восемь, при этом длина выбирается таким образом, чтобы обеспечивалось полное перекрытие кольцевого канала лопастями турбулизатора. 4. Турбулизаторы следует расставлять на ответственных участках ствола с учетом зоны их действия в кольцевом пространстве скважины. Длина зоны турбулизации зависит от кольцевого зазора, режима течения цементного раствора и кавер-нозности ствола скважины. 488



	5. Для разобщения сильнокавернозных участков и вымывания из каверн турбулизаторы следует устанавливать возможно ближе к нижнему краю каверн на стволе номинального диаметра. Максимальный эффект в этом случае достигается при расха-живании колонны. В случае непрерывного расхаживания обсадной колонны длину зоны турбулизации рекомендуется увеличить на высоту расхаживания. 7.3.1. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ Под буферной жидкостью понимают промежуточную жидкость между буровым и тампонажным растворами, которая способствует повышению качества цементирования скважин и облегчает проведение процесса цементирования. При отсутствии буферных жидкостей в результате коагуляции бурового раствора в зоне его смешения с тампонажным наблюдается рост давления в 1,4-1,8 раза, при этом коэффициент вытеснения бурового раствора не превышает 0,4-0,6. В настоящее время в мировой практике используются около 100 рецептур буферных жидкостей, что связано с применением их для решения большого круга задач, возникающих при цементировании. С целью выбора для каждой конкретной операции оптимальных рецептур разработаны различные классификации. Классификация буферных жидкостей по их свойствам и составу положена в основу действующего ОСТа. По физическим свойствам буферные жидкости подразделяются на вязкоупру-гие и вязкие, которые, в свою очередь, делятся на высоковязкие и низковязкие. Большинство буферных жидкостей — низковязкие. В комплексе мероприятий, обеспечивающих высокую степень вытеснения бурового раствора из колонного пространства и удаление глинистых корок со стенок скважины, одним из основных является использование буферных жидкостей. По составу применяемые буферные жидкости можно разделить на однофазные, двухфазные, трехфазные. К однофазным относятся вода, вода с растворенными материалами (хлористый натрий, хлористый кальций, пирофосфат натрия), нефть, газ, кислоты (грязевая, соляная). Двухфазные буферные жидкости состоят из жидкости и твердых нерастворимых (обычно абразивных) добавок (вода с пуццоланом, вода с кварцевым песком или цементом, нефть с песком или баритом). 489



	Трехфазные буферные жидкости состоят из жидкой (вода, нефть), газообразной (азот, воздух) фаз и твердых веществ (кварцевый песок, пуццолан, цемент). В них вводят также хорошо растворимые реагенты (диспергаторы, эмульгаторы, стабилизаторы, турбулизаторы и др.). Известны буферные жидкости, каждый компонент которых выполняет определенные функции. Универсальные буферные жидкости, пригодные для широкого использования при всех условиях бурения, отсутствуют, поэтому в отечественной практике применяют следующие виды буферных жидкостей: утяжеленные (на солевой или полимерной основе), комбинированные, аэрированные, эрозионные, незамерзающие, жидкости с низким показателем фильтрации, вязкоупругий разделитель, нефть и нефтепродукты, растворы кислот и воду.

	7.3.2. ОСНОВНЫТ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ Выбор вида буферной жидкости базируется на лабораторной проверке совместимости ее с конкретным буровым и тампонаж -ным растворами. При смешении буферной жидкости с буровым раствором не должны повышаться реологические параметры зоны смешения, а смесь ее с тампонажным раствором не должна характеризоваться снижением растекаемости и уменьшением времени загустевания раствора. Для снижения интенсивности частичного смешения буферной жидкости с контактирующими растворами в процессе движения их в затрубном пространстве необходимо выполнение условия, при котором ее вязкость и плотность превышали бы аналогичные показатели вытесняемой жидкости или приближались к их средним значениям для разобщаемых жидкостей. Повышение эффективности очистки затрубного пространства от остатков бурового раствора достигается применением комплексных буферных жидкостей. Первая их часть представлена жидкостью, отвечающей требованиям высокой степени вытеснения, вторая — жидкостью, обладающей высокой физико-химической активностью. Для головной части составной буферной жидкости лучшими являются вязкоупругие разделители. Для предотвращения ухудшения технологических свойств некоторого объема буферной жидкости и тампонажного раствора вследствие их частичного смешения при течении в обсадной колонне, а также для улучшения качества цементирования 490



	призабойной зоны после закачки буферной жидкости следует вводить нижнюю цементировочную пробку. При цементировании обсадных колонн в скважинах, пробуренных с использованием буровых растворов на водной основе, не рекомендуется использовать в качестве буферной жидкости нефть или нефтепродукты, так как образующаяся на ограничивающих поверхностях пленка нефти повышает проницаемость контактных зон цементного камня в затрубном пространстве. Поскольку эффект от применения буферных жидкостей возрастает с увеличением времени их воздействия на стенки скважины, то с увеличением объема закачиваемых жидкостей качество цементирования улучшается.

	7.3.3. ВИДЫ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ Буферные жидкости классифицируют по их основе: на водной, нефтяной, полимерной или на основе других органических соединений. По воздействию на стенки скважины выделяют абразивные и неабразивные буферные жидкости; при этом в составе первых содержатся кварцевый песок, опока или другие абразивы, способные разрушать глинистую корку на стенках скважины. Кроме того, буферные жидкости могут различаться по степени физико-химического воздействия на глинистую корку и застойные зоны глинистого раствора (в результате добавок кислот, щелочей, растворов ПАВ); плотности и устойчивости к температурному воздействию. Ниже приведены краткие сведения о некоторых видах буферных жидкостей. Вода. В качестве буферной жидкости при цементировании обсадных колонн в скважинах, пробуренных в устойчивых породах, широко используют воду. Она обладает сравнительно хорошими вымывающими свойствами по отношению к цементным и буровым растворам. Перед закачкой в скважину в ряде случаев в воде растворяют ПАВ (сульфонол, дисольван, НЧК и т.д.), которые улучшают смывание остатков буровых растворов со стенок скважины. При использовании утяжеленных буровых растворов в качестве буферной жидкости воду применять нецелесообразно во избежание выпадения утяжелителя из буровых растворов в осадок в зоне их контакта с водой. Высоту столба закачиваемой буферной воды выбирают 491



	максимально возможной для конкретных геолого-технических условий. Утяжеленные буферные жидкости на основе водных растворов некоторых солей или на полимерной основе применяют в условиях, когда в геологическом разрезе скважин встречаются соляные купола и хемогенные отложения, осложненные интервалы в виде осыпей и обвалов пород, зоны с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и применение больших объемов легких жидкостей связано с опасностью возникновения осложнений. Буферные жидкости на основе водных растворов NaCl, СаС1₂и других солей характеризуются относительно высокими плотностями (по сравнению с водой), которые изменяются в широком диапазоне. Ниже приведена плотность буферных жидкостей (в г/см⁸, не более) на основе водных растворов. NaCl.................................. 1,2 СаС1₂.................................. 1,4 ZnCl₂.................................. 1,57 FeCl₃.................................. 1,55 №₂(SO₄)₃............................. 1,61 Для предотвращения отрицательного воздействия растворов солей на свойства контактирующих с ними буровых и тампо-нажных растворов перед ними и после них закачивают небольшие порции пресной воды объемом, составляющим примерно десятую долю объема буферной жидкости. Для разделения бурового и тампонажного растворов повышенной плотности при цементировании используют утяжеленные буферные жидкости на полимерной основе, которые рекомендуются для температурных условий в скважине до 200 °С. Если буровой раствор содержит кальциевые соли в концентрации более 0,3 %, то применение такой буферной жидкости исключается. Утяжеленная буферная жидкость состоит из гипана, барита и воды. Для получения буферной жидкости плотностью 1,7— 2,4 г/см⁸ компоненты используют в следующем соотношении (массовая доля): 4—8 частей 10%-ного гипана, 1—4 части воды на 10—20 частей барита. Стабильность систем как при нормальных, так и при высоких температурах обеспечивается определенным соотношением гипана и воды. Например, для получения буферной жидкости плотностью 1,9—2,15 г/см⁸соотношение 10%-ного раствора гидролизованного полиакри-лонитрила и воды должно быть 6:1, а количество барита будет зависеть от его плотности и влажности. Для предупреждения чрезмерного повышения вязкости буферной жидкости при 492



	увеличении ее плотности отношение полиакрилонитрила к воде изменяют в сторону уменьшения, а при уменьшении — наоборот. Растворы кислот. Эти растворы предназначены для удаления фильтрационной корки, остатков бурового раствора со стенок скважины и рекомендуются к применению при цементировании скважин, к изоляции которых предъявляются повышенные требования. Они представляют собой 8—15%-ный раствор соляной кислоты или водный раствор сульфаминовой кислоты 20% -ной концентрации. Объем буферной жидкости для разрушения фильтрационной корки должен быть равен объему кольцевого пространства скважины в интервале продуктивного пласта. При использовании растворов кислот в качестве буферных жидкостей соблюдается следующий порядок работ: 1) закачивают вязкоупругий разделитель, объем которого соответствует 6—10 м высоты затрубного пространства; 2) закачивают и продавливают раствор кислоты в интервал продуктивного пласта; 3) в течение 15—30 мин раствор кислоты оставляют в покое для обеспечения реакции с карбонатами фильтрационной корки; 4) закачивают и продавливают цементный раствор по обычной технологии. В качестве тампонажного материала в этом случае рекомендуется применять пластифицированные цементные или гельце-ментные растворы с пониженным показателем фильтрации. Эрозионная буферная жидкость. Водопесчаные эрозионные буферные жидкости целесообразно применять при цементировании скважин, стволы которых имеют большие каверны, а стенки сложены глинистыми породами. При добавлении в воду до 400 кг кварцевого песка на 1 м⁸ поток турбулизуется при низких скоростях закачки продавочной жидкости и становится абразивным для глинистой корки. Стабилизация буферной жидкости достигается добавкой в нее КМЦ и цемента. Дозировку их подбирают лабораторным анализом по скорости оседания частиц в исследуемой суспензии. Эрозионные буферные жидкости готовят с помощью це-ментно-смесительных машин, воронки-смесителя или непосредственно в приемном чане. При первом способе приготовления водопесчаной смеси песок загружают механически, а при двух последних - вручную. Твердую фазу дозируют подбором режимов работы цементно-смесительной машины и 493



	цементировочного агрегата или специальным дозирующим устройством. Незамерзающая буферная жидкость. При цементировании скважины в условиях распространения многолетнемерзлых пород использование воды в качестве буферной жидкости недопустимо, поскольку в затрубном пространстве может образоваться лед, что приведет к смятию обсадных колонн. В этих условиях необходимо применять незамерзающие буферные жидкости, которые состоят из 30% -ного раствора диэ-тиленгликоля в воде и кварцевого песка с размером зерен 0,1-0,15 мм и концентрацией 40 г/л. Температура замерзания такой суспензии примерно —30°, что значительно ниже температуры окружающих горных пород. Незамерзающую буферную жидкость приготовляют непосредственно на буровой перед цементированием скважины. Для этого в мерную емкость цементировочного агрегата подают необходимое количество технической воды. Затем в приемном чане 100% -ный диэтиленгликоль смешивают с водой в пропорции 3:7 и полученный раствор откачивают в агрегат. После тщательного перемешивания на приготовленном водном растворе диэтиленгликоля с помощью цементосмесителя или воронки-смесителя затворяют песчаную суспензию, которую затем закачивают в скважину. Буферная жидкость с низким показателем фильтрации. Такую жидкость целесообразно использовать при цементировании обсадных колонн на месторождениях с низкими пластовыми давлениями при наличии в разрезе поглощающих пластов или пропластков, склонных к осыпям и обвалам при воздействии на них воды. Особенно нежелательно попадание воды из буферной жидкости в продуктивные горизонты, поскольку это снижает их ко л лекторские свойства. При испытаниях буферной жидкости, показатель фильтрации которой соизмерим с показателем фильтрации бурового раствора, подтверждена ее эффективность, обеспечена более полная очистка заколонного пространства, улучшена адгезия цементного камня с обсадной колонной. Буферная жидкость с низким показателем фильтрации состоит из технической воды, обработанной 1,5—2 % карбофена и 3—5 % кальцинированной соды, и имеет по прибору ВМ-6 показатель фильтрации 6-30 см⁸ /30 мин. Предварительно растворенная сода облегчает растворение карбофена. Для соленосных разрезов после растворения карбофена воду засолоняют до повышения ее плотности до 1,1— 1,2 г/см⁸. 494



	В качестве стабилизатора применяют высокомолекулярные соединения (КМЦ, гипан, метас, полиакриламид, крахмал и другие реагенты), используемые для регулирования показателя фильтрации буровых растворов. Кальцинированную соду вводят с целью регулирования сроков схватывания цементного раствора и предотвращения загущающего действия реагента-стабилизатора. Вязкоупругие буферные жидкости. Вязкоупругий разделитель представляет собой трехкомпонентную гелеобразную смесь плотностью 1 г/см⁸. Он состоит из следующих компонентов: водного раствора полиакриламида 0,5%-ной концентрации по сухому продукту, водного раствора гексарезорциновой смолы 2 % -ной концентрации по твердому продукту (сухой 100 % ) и технического формалина 37-40%-ной концентрации по формальдегиду. Объем вязкоупругого разделителя определяют из расчета обеспечения столба в кольцевом пространстве высотой 20—25 м. Вязкоупругий разделитель приготовляют следующим образом. 1. Из твердого полиакриламида готовят 0,5%-ный водный раствор. Для этого в мешалку заливают 890-895 л воды (для лучшего растворения полиакриламида подогретой до 50-60 °С), в которую вводят 59—60 кг товарного полиакриламида, и перемешивают до полного растворения. 2. Готовят 2% -ный раствор гексарезорциновой смолы. Для этого 1,9—2 кг сухой смолы растворяют в 85—90 л воды, а затем раствор перекачивают в специальную емкость для последующего использования. 3. В специальную емкость с краном заливают 18 л технического формалина 37-40% -ной концентрации. 4. После подготовки исходных компонентов в перемешиваемый насосом раствор гексарезорциновой смолы вводят раствор полиакриламида, а затем технический формалин. Полученный состав перемешивают в течение 1 ч. 5. Полученную смесь перекачивают в отдельную емкость и оставляют в ней в течение суток для обеспечения условий более глубокого протекания реакции между компонентами с целью получения необходимой кондиции вязкоупругого геля-разделителя. Вязкоупругий разделитель может быть заготовлен заблаговременно, поскольку при длительном хранении в закрытых металлических емкостях он не теряет своих свойств. Технология цементирования скважины с использованием вязкоупругих жидкостей заключается в следующем. 495



	1. Требуемый объем вязкоупругого разделителя закачивают в обсадную колонну с помощью бурового насоса или бурового агрегата перед подачей цементного раствора; дальнейший процесс цементирования скважины ведется без изменения существующей технологии. 2. Для обеспечения вытеснения бурового раствора из сужений и расширений ствола скважины и заполнения их цементным раствором скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не должна превышать 0,5-0,7 м/с; при наличии в разрезе зон поглощения скорость прокачки может быть снижена. Комбинированная буферная жидкость на основе раствора с тампонирующими свойствами (РТС) содержит 6—10%-ный водный раствор сернокислого алюминия A1₂(SO₄)3, а при отсутствии последнего — техническую воду и РТС. Ниже приведены рекомендуемые объемы раствора сернокислого алюминия — коркоудаляющего агента. Количество технической воды при отсутствии раствора A1₂(SO₄)₃ принимается не менее 5 м⁸. Номинальный диаметр, мм: обсадной колонны.................... 146 168 146 скважины............................... 190 214 214 Объем раствора A1₂(SO₄)₃, м³......... 10-12 10-12 15-16 РТС характеризуется способностью к формированию на проницаемых стенках скважины тонких, затвердевающих и прочных корок с высокими адгезионными свойствами. Составы и основные параметры раствора с тампонирующими свойствами могут быть следующими. Номер состава..................................... I П Компоненты, кг: цемент........................................... 400 400 глинопорошок.................................. 100 200 вода............................................... 1000 1000 КМЦ.............................................. 10,0 7,5 кальцинированная сода...................... 20 20 Параметры: плотность, г/см³............................... 1,28 1,30 вязкость по СПВ-5, с........................ 22 27 показатель фильтрации по ВМ-6, см³/30 мин..................................... 14 12 Ниже приведены объемы РТС. Высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны, м < 500 500-1000 > 1000 Объем РТС, м³, при длине колонн, м: < 1300............................................ 4 5 5 1300-2000....................................... 7 6 9-12 Водные растворы сернокислого алюминия и реагентов для РТС готовят с помощью цементировочных агрегатов в период 496



	подготовительных работ к цементированию колонны и закачивают последовательно. Для приготовления РТС в условиях буровой используют два цементировочных агрегата. Мерные емкости первого агрегата заполняют растворами КМЦ и кальцинированной содой, второго— буровым раствором плотностью 1,2 г/см⁸. В процессе приготовления РТС с помощью первого агрегата водными растворами КМЦ и кальцинированной соды затворяют тампонажный портландцемент и закачивают в скважину получаемую суспензию плотностью 1,4—1,42 г/см⁸, а с помощью второго агрегата — буровой раствор при соблюдении равенства расходов этого раствора и жидкости для затворения цемента. Нефть и нефтепродукты. В качестве буферной жидкости нефть и нефтепродукты рекомендуется использовать лишь в тех случаях, когда бурят с промывкой нефтеэмульсионными буровыми растворами или ствол скважины цементируют с применением нефтеэмульсионных тампонажных растворов. Использование буферных жидкостей на нефтяной основе (нефть, дизельное топливо) способствует улучшению условий турбули-зации в области смешения их с буровым раствором. Количество требуемых нефтепродуктов определяют из условия возможного их смешения с контактирующими жидкостями по предварительно выполненной рецептуре. 7.3.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОГО ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБЪЕМА БУФЕРНОЙ ЖИДКОСТИ В случае применения маловязкой буферной жидкости (воды или близкой к ней по вязкости жидкости) ее объем W₆, необходимый для разделения бурового и тампонажного растворов, когда нижняя цементировочная пробка не используется, рекомендуется определять из соотношения

	где h — средневзвешенный по длине условный диаметр канала (труба, кольцевой зазор), по которому движется поток буферной жидкости, м, , (d_T D -d \ I 2 4 } L - суммарная длина колонны труб 1_Т, через которые прокачивают буферную жидкость, и интервала цементирования 1_К, м; 497



	W_c — суммарный объем закачиваемых в скважину тампонажно-гоТ^_ци продавочного бурового W_p растворов, м⁸; d_T - средневзвешенный внутренний диаметр труб, м; d_K — наружный диаметр труб, м; Ц, — фактический диаметр скважины в интервале цементирования, м. Если при цементировании используют нижнюю цементировочную пробку, то в расчетах следует принять W_c = W_n и Ь = 1_кж тогда h = (Д. - d_H)/4. В случае применения высоковязкой буферной жидкости, способной удерживать утяжелитель, W₆ при турбулентном течении жидкости рекомендуется определять из соотношения

	₆ _c Дополнительный объем низковязкой буферной жидкости W_6c, необходимый для удаления остатков водного раствора с поверхности омываемых стенок, приближенно может быть определен из следующих зависимостей: при отсутствии нижней разделительной пробки

	где W_q' — объем тампонажной смеси в интервале длиной L_B от башмака цементируемой колонны до кровли высоконапорных или продуктивных горизонтов плюс 150 м; при использовании нижней пробки W_6c=(0,2W_c'-W^)/0,65, где W₆' - объем буферной жидкости, необходимый для разделения жидкостей на участке, соответствующем L_B. Общий необходимый для цементирования объем буферной жидкости определяют по формуле W = W₆ + W_6c. Общий объем W не должен превышать критический объем

	w =___^___

	где р_р — плотность бурового раствора, кг/м⁸; L_n — глубина залегания высоконапорного пласта, м; а' — фактическое превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на глубине L_u, a' = = p_pgH_u/p_Tm), обычно принимают а' а 1,03-5-1,05; р^ - пластовое давление по глубине L_n; р_б - плотность буферной жидкости, кг/м⁸. 498



	Если по расчетам получится, что W > W_Kp, то следует принять W = W_Kp или применить утяжеленную буферную жидкость. В этом случае при найденном значении W плотность буферной жидкости находят по формуле

	w Пример. Определить необходимый для цементирования обсадной колонны объем маловязкой буферной жидкости при следующих условиях: D_o = 230 мм, d_H = 168 мм, d_B = 148 мм, 1_Т = 2400 м, 1_К = 1000 м, Ц, = 2000 м, р_т = 21 МПа, р = = 1,1 г/см³. При условии, что нижнюю пробку не применяли, определим W_c = W_a + + W_p. При расчетных W_a =23,5 м³ и W_p = 41,3 м³ получим W_c = 64,8 м³. Находим

	L = 2400 +1000 = 3400 м. Рассчитаем необходимый для разделения тампонажного и бурового растворов объем буферной жидкости W₆=4,8m³. Дополнительный объем буферной жидкости, необходимый для вымывания остатков бурового раствора из кольцевого зазора в интервале 2400-1850 м, найдем из соотношения W_bc =[0,2-41,3 +0,785(0,23² -0,168²)(2400 -2000 +150) --48]/0,65=9,Зм³. Тогда общий объем буферной жидкости, необходимый для цементирования, составит W = 4,8 + 9,3 = 14,1 м³. Определим критический объем буферной жидкости. Для этого находим значения коэффициентов а и а': 1,1-2000 _п ._ , _п 1,05-1 _п _по. а = —----------= 1,05, а =\ + —--------= 1,025. 10-210 2 Тогда ^_Р = ⁰'⁷⁸⁵₁-₁^1Д₁²⁰⁰⁰-¹⁰-¹'°₁²⁵-²¹⁰(0,23²-0,168²)/(1,1-1) = 9 м». Из этого следует, что закачивать буферную жидкость (воду) объемом 14 м³нельзя из-за опасности возникновения выброса. Определим плотность буферной жидкости, которой можно заполнить весь расчетный объем: р_б г 1,1 = (1,1-2000 -10-1,025-210)-0,785(0,23² -0,168²)/14 =1,04 г/см³. Полученному значению р_б удовлетворяет буферная жидкость с низким показателем фильтрации. 499



	7.3.5. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В СКВАЖИНЕ Для создания условий максимального вытеснения бурового раствора тампонажным обсадные колонны центрируют. В случае применения пружинных центраторов с незначительной деформируемостью циркуляция и течение вязкопластичных буровых растворов восстанавливаются без образования застойных зон даже в области структурного режима течения в скважинах. При большой деформации пружинных центраторов (до диаметра долота) их эффективность незначительна. Вытеснение следует вести при турбулентном движении растворов. Центраторы также облегчают процесс спуска обсадной колонны вследствие снижения сил трения между трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным при цементировании обсадной колонны в результате образования локальных завихрений восходящего потока жидкостей на участках размещения центраторов, облегчают работу по подвеске хвостовиков и стыковке секций обсадных колонн благодаря центрированию их верхних концов. Как правило, центраторы устанавливают на колонне в средней части каждой обсадной трубы, т.е. там, где происходит ее наибольший изгиб. Не рекомендуется размещать центраторы в зоне расположения муфт обсадной колонны. Существует несколько вариантов размещения центраторов на обсадной колонне (рис. 7.8), каждый из которых имеет преимущества и недостатки (табл. 7.2). Центрирование колонн способствует равномерному распределению цементного раствора вокруг обсадной колонны, повышает качество разобщения пластов, улучшает проходимость обсадной колонны по стволу скважины. Именно этот эффект центрирования обсадных колонн постоянно привлекает внимание специалистов. В результате в последние годы было разработано и опубликовано несколько методик и инструкций по центрированию обсадных колонн в скважинах. Все опубликованные методики по центрированию обсадных колонн базируются на положении, что архимедова сила р_лрхприложена к дну обсадной колонны (при наличии обратного клапана) или ее поперечному сечению, если обратный клапан отсутствует. Это сила, сжимая нижнюю часть колонны, обусловливает ее продольный изгиб (рис. 7.9). В скважинах с большой кавернозностью этот изгиб может достичь критических значений и вызвать разрушение колонны. При указанной схеме деформации центрирование колонны необходимо не только для повышения качества цементирования, но и для предупрежде- 500





	о

	Рис. 7.8. Схемы размещения центраторов на трубах обсадной колонны: а — центратор в средней части трубы со стопорным кольцом внутри центратора; б — центратор в средней части трубы с двумя стопорными кольцами с обеих сторон центратора; в - центратор в месте соединения двух обсадных труб без стопорного кольца, функции которого выполняет муфта; г — центраторы размещены на каждой половине трубы со стопорным кольцом, установленным в ее средней части: 1 - муфта обсадной трубы; 2 - обсадная труба; 3 - пружинный центратор; 4 — стопорное кольцо

	ния продольного изгиба. При этом центраторы должны устанавливаться в каждой точке перегиба и достаточно точно, так как ошибка в месте их установки изгиба колонны не преду-

	501



	Таблица 7.2 Характерные особенности различных вариантов установки разъемно-сборных центраторов

	Преимущества и недостатки	Вариант установки цен т-раторов (см. рис. 7.8)

	Преимущества Эффективное центрирование Двойной эффект центрирования Центратор растянут Возможность предварительного монтажа на трубах Возможность применения при сужениях ствола Равномерное сжатие пружинных планок Минимальная осевая нагрузка при спуске обсадной колонны Не требуются стопорные кольца Недостатки Минимальный эффект центрирования Центратор сжат Отсутствует возможность предварительного монтажа на трубах Ухудшение проходимости в суженных участках ствола Требуются стопорные кольца Увеличение осевой нагрузки при спуске колонны Необходимость применения большого числа центраторов на каждой трубе Опасность попадания посторонних предметов в скважину при установке центраторов Загромождение площадки буровой установки центраторами

	преждает. Согласиться с таким положением нельзя по следующим причинам. Рассмотрим, например, спуск колонны обсадных труб без обратного клапана при бурении в условиях моря. Нижнюю часть колонны, подвергающуюся сжатию, при образовании первой полуволны изгиба можно представить в виде прямого стержня (рис. 7.10), нижний конец которого свободен, а верхний (выше нейтрального сечения) имеет ограничения от поперечных перемещений. Для данного случая критическая сила, под действием которой происходит изгиб, Р_кр = ql_Kp при ц, = 1,12. Кроме того, Р_кр = O_KPF; а_кр = к²Е/к; к = yd/L; I = F.* Приравняв значения Р_кр, получим

	502



Колонна растянута
Нейтральное сечение
Колонна сжата
арх Рис. 7.9. Схема состояния колонны труб в скважине
		арх
		Рис. 7.10. Положение колонны труб при спуске в море

1_КР =3^=1,99^, (7.27) где EI — жесткость стержня; ц. — коэффициент Пуассона; q — вес единицы длины стержня в воздухе. Данное выражение соответствует формуле А. Лубинского об устойчивости труб, опирающихся на забой скважины. Архимедова сила Р_арх = 0,785ф² -d²)Hp_xg, (7.28) где D, d — наружный и внутренний диаметр колонны соответственно; Н — глубина спуска колонны; р_ж — плотность жидкости. Глубина спуска колонны Н_кр, на которой архимедова сила достигает критического значения и нижний конец колонны должен был бы изогнуться, определяется по формуле

Н_кр =	0,785(D²-d²)_Patg	(7.29)

Соответствующие расчеты величин 1_кр, Р_кр и Н_кр для стальных колонн диаметром 10, 20 и 30 см с толщиной стенки 1 см, спускаемых в воду, представлены в табл. 7.3. Из данных таблицы видно, что полуволна изгиба на нижнем конце колонны труб диаметром 10 см должна была бы образоваться длиной 20,9 м при глубине спуска в воду 164 м, колонны

503

Таблица 7.3

Критическая глубина спуска колонны труб в воду


А см	d,CM	1,см	д,Н/м
10 20 30	8 18 28	392 3 140 10 598	246 493 739	20,9 33,2 43,6	51,50 16 380 32 190	164 260 342

труб диаметром 20 см - 33,2 м при глубине спуска 260 м и колонны труб диаметром 30 см — 43,6 м при глубине спуска 342 м.

При отсутствии ограничения изгиба (стенки скважины) данное обстоятельство должно было бы привести к разрушению колонн при их дальнейшем спуске в воду. Однако на практике при спуске колонн на большие глубины моря их изгиб и разрушение не происходят. Это означает, что архимедова сила прикладывается не к дну (торцу) колонны, как считают авторы опубликованных методик и инструкций по центрированию обсадных колонн, а ко всему объему - к каждой элементарной частице объема колонны труб, погружаемой в жидкость. Если это так, то продольный изгиб колонны труб под действием архимедовой силы может образоваться только при условии, что вся колонна или ее нижняя часть обладает плавучестью.

При этом максимальные напряжения сжатия в колонне, а следовательно, и вероятность появления продольного изгиба наблюдаются в сечении, где происходит переход от условия д_кол < д_арх (интервал ниже зоны цементирования) к условию д_кол а а д_арх (интервал выше зоны цементирования). Поэтому, чтобы избежать изгиба обсадной колонны, цементирование необходимо осуществлять исходя из следующего требования: в интервале подъема цементного раствора должно соблюдаться условие q_Km a g_apx. Соблюдать такое условие вполне возможно, применяя в качестве продавочной жидкости буровой раствор соответствующей плотности.

Новые представления о силах, действующих на колонну обсадных труб, потребовали создания современной методики центрирования колонн в скважинах. При разработке методики расстановки центраторов на обсадных колоннах была использована схема действия сил, представленная на рис. 7.11. Согласно этой схеме колонна труб находится в скважине только под растяжением и практически полностью повторяет ее конфигурацию, т.е. колонна может рассматриваться как многопролетная балка, опирающаяся на центраторы, на которые действуют поперечные силы веса участков колонны и продольная растягивающая

504



	Рис. 7.11. Схема действия сил на колонну труб в скважине *^ПР^И Я«т >* 9,рх**

	о -о ⁴ кол ' арх	Растяжение

	сила веса нижележащей ее части. В горизонтальной части ствола растягивающая сила равна нулю, а поперечные достигают максимума. Допустимая деформация центраторов принята равной одной трети полной деформации пружин. Нагрузка на один центратор при его допустимой деформации равна весу 10 м обсадной трубы в воздухе, что соответствует условиям, применяемым при конструировании пружинных центраторов. Расчетное расстояние между центраторами определялось из условия,что стрела прогиба труб не превышает одной трети максимальной деформации пружин. Таким образом, минимальный зазор между колонной и стенками скважины в каждом случае будет составлять не менее одной трети номинального кольцевого зазора между обсадной колонной и диаметром долота. Сопоставительные расчеты показали, что число необходимых центраторов при использовании новой методики сокращается кратно без ущерба для качества центрирования обсадной колонны.

	7.3.6. РАСХАЖИВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН Расхаживание обсадных колонн в процессе цементирования и расхаживание обсадных колонн с использованием тампонаж -ных растворов с пониженным показателем фильтрации существенно повышают качество разобщения пластов, способствуя увеличению полноты вытеснения бурового раствора. Одна из причин положительного влияния расхаживания обсадных колонн на полноту вытеснения бурового раствора - разрушение его структуры и изменение положения колонны в

	505



	процессе движения относительно стенок скважины, что открывает доступ потоку буферной жидкости и тампонажного раствора в застойные зоны и желобные выработки. При этом происходит турбулизация потока. Расхаживать колонны для повышения качества их цементирования следует во время движения буферной жидкости и тампонажного раствора. Целесообразна эта операция и до выхода раствора в заколонное пространство. Свойства бурового раствора, защемленного в суженных местах, значительно изменяются: структура разрушается, статическое напряжение сдвига снижается. Структура бурового раствора в защемленных застойных зонах разрушается и в том случае, когда колонне обсадных труб сообщается вращательное движение. Гидродинамическое давление на пласты при этом меньше. Поэтому при наличии в разрезе слабых пластов целесообразнее применять вращение, чем расхаживание. К факторам, наличие которых вызывает необходимость рас-хаживания колонн при цементировании скважин, относятся (кроме увеличения полноты вытеснения бурового раствора): 1) возможность прихвата колонн; 2) возникновение в них больших (при защемлении колонн) растягивающих усилий в результате значительной разности температур находящихся в скважине и закачиваемых в нее жидкостей. Связывать возможности расхаживания обсадной колонны с определенной глубиной скважины нет оснований, поскольку в отечественной практике колонны в процессе цементирования расхаживались в открытом стволе на участках длиной более 4000 м. Однако во всех случаях необходимо учитывать прочностную характеристику труб, геологические условия и состояние ствола скважины, в первую очередь для предупреждения гидроразрыва пластов. В процессе расхаживания колонны наиболее существенны с точки зрения возникновения дополнительных нагрузок два момента, которые характеризуются начальной скоростью ее подъема и скоростью в момент остановки при движении колонны вниз. В случаях, когда трубы поднимают в неосложненных условиях со скоростью 0,2—0,3 м/с, а спускают плавно, без рывков и перед остановкой колонны скорость движения труб не превышает 0,4-0,5 м/с, разрыв обсадных колонн при расхаживании вообще невозможен, если коэффициент запаса прочности на страгивание резьбового муфтового соединения принят с учетом увеличения "веса" труб на 10-15 %. При этом колебания давле- 506



	ния в гидравлической системе от ударных волновых процессов отмечаются лишь косвенно и незначительно влияют на изменение осевых нагрузок на колонну. Обоснование целесообразности расхаживания обсадных колонн. Расхаживание и вращение колонн для повышения качества их цементирования целесообразно проводить во время движения цементного раствора. Гидродинамическое давление на пласты при вращении колонны меньше, поэтому при наличии в разрезе пластов, склонных к поглощению, следует применять вращение, а не расхаживание. Практика работ в США показывает, что при расхаживании существенно повышается качество цементирования скважин. Наибольший эффект достигается при одновременном применении скребков и центраторов. Расхаживание и вращение обсадной колонны обеспечивают успешное цементирование в 92 % случаев. В зарубежной практике отмечено немало случаев расхаживания обсадных колонн в глубоких (до 5000 м) и наклонных (при углах искривления до 60°) скважинах. Когда обсадная колонна оказывается прихваченной после передачи ее веса на ротор, в процессе закачки цементного раствора (особенно в зимнее время при температуре закачиваемого раствора значительно ниже выходящего) происходит охлаждение. При этом уменьшается длина колонны: V = l_o(l-aAt), (7.30) где V - длина колонны после охлаждения, м; 1₀ - длина колонны обсадных труб после прогрева, м; а - (10,6--12,2)/10⁴ - коэффициент линейного расширения углеродистой стали, для расчетов принимают а = 1,15-10~⁵; At —* средняя величина охлаждения колонны, °С. После охлаждения длина колонны уменьшится на А1 = 1₀ — V. Тогда можно записать: А1= 1,15-10~%Д£. (7.31) Если низ колоны прихвачен, то при охлаждении усиливается ее растяжение, которое по закону Гука P = EF—, (7.32) 'о где Р — усилие растяжения; Е — модуль упругости; F — площадь сечения трубы. Из формул (7.31) и (7.32) следует: Р = aEFAt = l,5-10~⁵EFAt. (7.33) 507



	Подставив значение Е = 2,1-Ю⁶, получим Р = 24,2FAt. Из формулы (7.33) видно, что дополнительное усилие, возникающее в результате охлаждения прихваченной обсадной колонны, зависит практически только от степени охлаждения труб и среднего значения площади их сечения. Если в процессе цементирования обсадных труб диаметром 146 мм с толщиной стенки 10 мм произошло снижение температуры на 30 °С, т.е. At = 30 °С, то усилие растяжения Р = 24,2-42-30 = 305 000 Н = 305 кН. Для труб диаметром 273 мм с толщиной стенки 10,5 мм при коэффициенте запаса на страгивание резьбовых соединений k = = 1,4 Р = 24,2-86-30 = 625 000 Н = 625 кН. Фактическое значение коэффициента k = 0,96. В данном случае не принимали во внимание потерю веса труб в буровом растворе. Отсюда ясно, почему максимальное число аварий происходит с колоннами большого диаметра, спускаемыми в качестве промежуточных. Осевые напряжения в верхних трубах обсадной колонны при ее расхаживании. Абсолютный прирост нагрузок на рас-хаживаемые колонны в результате возможных затяжек не превышает 10—15 % их теоретического веса, а прирост нагрузок на прихваченные колонны составляет до 30 %. Следовательно, при цементировании обсадных колонн с расхаживанием в значительной степени снижается вероятность их разрушения от дополнительных напряжений, связанных с изменением температурных усилий.

	7.3.7. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СЕКЦИОННЫХ КОЛОНН И ХВОСТОВИКОВ Увеличение глубины скважин, рост забойных температур и давлений, наличие в разрезе горизонтов с аномально высокими и низкими давлениями, чередование устойчивых и склонных к гидроразрыву пород вызывают необходимость изменять технологию спуска обсадных колонн, способы крепления и цементирования скважин. В связи с этим получило развитие крепление скважин хвостовиками и специальными обсадными колоннами, применение двухступенчатого способа цементирования, цемен- 508



	тирования способом обратной циркуляции и т.д. Эти способы, имеющие специфические особенности цементирования, не позволяют обеспечить герметичность затрубного пространства. С их помощью преодолеваются трудности, связанные со спуском тяжелых колонн в осложненный ствол, подъемом тампонажно-го раствора на заданную высоту и т.д. Крепление скважин обсадными колоннами-хвостовиками впервые в практике буровых работ в нашей стране разработано и применено на Кубани. До этого хвостовики использовались только при заканчивании скважин в качестве последней колонны. Крепление скважин хвостовиками (и секциями) предусматривает применение разъединителя от подвесного устройства. Для конкретных условий выбирают определенный тип разъединителя или подвесного устройства. Хвостовики и секции обсадных колонн разгружают на забой, подвешивают при помощи различных устройств, которые отличаются друг от друга способом подвески, принципом действия механизма и конструктивными особенностями. Различают подвесные устройства "на цементе", клиновые и упорные. Технологический процесс в значительной мере определяется качеством и выбором разъединителя, обеспечивающего безаварийный спуск с последующим разъединением бурильных труб и обсадных. Разъединители подразделяются на резьбовые и безрезьбовые (кулачковые, замковые, шпилевые). Секции обсадных колонн соединяют с помощью стыкующихся устройств, которые различаются по двум признакам: возможности обеспечения промывки и особенностям конструкций уплотнительных элементов. После спуска первой секции обсадную трубу со специальными муфтами и левым переводником навинчивают под бурильный инструмент и продолжают спуск колонны на этом инструменте с доливом колонны. В верхней части первой секции на расстоянии 6-8 м от специальной муфты и друг от друга устанавливают два центрирующих пружинных фонаря. Длину бурильной колонны подбирают таким образом, чтобы ведущая труба заходила в скважину в процессе цементирования не менее чем на 2/3 ее длины. Нижнюю секцию обсадной колонны цементируют через бурильный инструмент, ведущую трубу и вертлюг с двухгорло-вым отводом и двумя шлангами, к которым подключают цементировочные агрегаты. В месте подключения буровых шлангов к двухгорловому отводу вертлюга устанавливают задвижки высокого давления. Для обеспечения высокого качества цементирования и до- 509



	стижения необходимой высоты подъема раствора в заколонном пространстве особое внимание обращают на подсчет количества продавочной жидкости и точность замера ее в процессе продав-ки. Ввиду того что нижнюю секцию цементируют без цементировочной пробки, во избежание перекачки продавочной жидкости и оголения башмака колонны в колонне оставляют цементный стакан высотой не менее 25 м. После окончания продавки цементного раствора в заколонное пространство проверяют герметичность закрытия обратных клапанов методом снижения давления и замера количества вы-текаемой жидкости. При негерметичности их закрытия 2—3 раза продавливают вытекший из колонны раствор, снижая его уровень до обеспечения герметичности. Затем обсадную колонну постепенно разгружают на забой, отвинчивают и поднимают бурильный инструмент. Для обеспечения нормального соединения обеих секций необходимо знать точное местонахождение головной части нижней секции, что определяют с помощью каротажных работ. Перед спуском второй секции обсадной колонны незакрепленную часть в случае необходимости шаблонируют трехшарошечным долотом, места посадок инструмента прорабатывают. Низ второй секции обсадной колонны оборудуют чугунной направляющей пробкой и соединительным патрубком. На соединительный патрубок надевают уплотнительное кольцо и обваривают с муфтой обсадной трубы и патрубком. В стыке первой и второй труб помещают стоп-кольцо. На первой и второй трубах устанавливают два центрирующих фонаря, которые должны обеспечить соединение двух частей колонны. После допуска колонны скважину промывают и доводят параметры бурового раствора до указанных в плане работ. При правильном соединении двух секций вследствие уменьшения зазора между соединительным патрубком и корпусом специального патрубка резко повышается давление. После посадки колонну поднимают на высоту, обеспечивающую открытие цементировочных отверстий, но не допускающую полного разъединения секций между собой. После падения давления цементируют верхнюю секцию обычным способом через заливочную головку с помощью верхней разъединительной пробки. По окончании цементирования верхнюю секцию опускают до закрытия цементировочных отверстий в патрубке с разгрузкой на 0,08—0,12 МН от собственного веса верхней секции. При этом уплотнительное кольцо садится на конус на специальной муфте, что обеспечивает дополнительную герметизацию места соединения секций. 510



	Широкое распространение получила технология цементирования хвостовиков и секций обсадных колонн с цементировочными пробками.

	7.3.8. СТУПЕНЧАТЫЙ СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН Двухступенчатое цементирование осуществляют с помощью цементировочных муфт. Муфта представляет собой полый цилиндрический корпус с присоединительными конусными резьбами на конце и обоймой, смонтированной на его внешней поверхности и образующей на части длины кольцевой зазор. В корпусе и обойме выполнены боковые цементировочные отверстия. Цементирование первой ступени проводят обычным способом. Тампонажный раствор отделяют от продавочной жидкости разделительной пробкой, которая свободно минует внутренние втулки муфты и движется вниз до посадки на стоп-кольцо. После получения сигнала о посадке пробки на стоп-кольцо останавливают насосы и опускают в колонну открывающую пробку, которая погружается в продавочную жидкость средней плотности со скоростью около 1 м/с. По достижении пробкой седла нижней втулки возобновляют нагнетание жидкостей в скважину. Под действием давления нагнетания втулка сдвигается вниз и открывает боковые отверстия. Далее скважину промывают через боковые отверстия, а затем закачивают в колонну цементный раствор для цементирования второй ступени. При этом цементный раствор отделяют от продавочной жидкости закрывающей пробкой. Дойдя до муфты, закрывающая пробка садится на верхнюю втулку и сдвигает ее вниз, открывая отверстия в корпусе над заслонкой. Создавая избыточное давление 7,0-8,0 МПа, заслонку перемещают вниз и герметично перекрывают боковые отверстия в корпусе и обойме муфты. Процесс цементирования заканчивается при закрытии боковых отверстий в муфте. После затвердевания цементного раствора внутренние втулки муфты разбуривают. Отсутствие обратного движения жидкости проверяют через открытый кран на цементировочной головке или агрегате, что также подтверждает успешное закрытие отверстий муфты. Ниже и выше муфты на расстоянии 2—3 м устанавливают по одному пружинному фонарю для центрирования муфты. Чтобы не допустить перекачки цементного раствора и оголения 511



	башмака колонны, высоту цементного стакана несколько увеличивают (до 40—50 м) в расчете на последующее разбури-вание. Опыт проведения двухступенчатого цементирования выявил некоторые недостатки способа: оголение башмака, наличие незначительного незацементированного участка в заколонном пространстве, неполадки с муфтой.

	7.3.9. МАНЖЕТНЫЙ СПОСОБ ЦТМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН Этот способ применяется, когда попадание тампонажного раствора ниже интервала цементирования нежелательно. В этом случае обсадную колонну оборудуют манжетой (рис. 7.12), представляющей собой воронку, изготовленную из эластичного материала, который армирован металлическими полосами. Верхний диаметр манжеты несколько больше диаметра скважины, вследствие чего там-понажный раствор из перфорированного участка трубы длиной 5—30 м не проникает при нагнетании в затруб-ное пространство скважины, находящееся ниже манжеты. В трубах ниже манжеты устанавливают диафрагму, пропускающую жидкость только в направлении снизу вверх. 7.3.10. ОБРАТНОЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ КОЛОНН Под обратным цементированием понимают процесс заливки (закачивания) тампонажного раствора в за-колонное пространство сверху и перемещения его на любую глубину. В настоящее время способ обратного цементирования значительно усо-

	Рис. 7.12. Оборудование колонны при манжетном цементировании

	512



	вершенствован. В некоторых случаях он имеет существенные преимущества по сравнению с обычным способом. Технологические особенности обратного цементирования заключаются в следующем. Для проверки герметичности предыдущей колонны и устьевой части скважины необходимо провести обратную промывку насосами при давлении 8—9 МПа, т.е. при давлении, которое ожидается в процессе цементирования. Заколонное пространство можно герметизировать с помощью превентора или специальных металлических колец, одно из которых устанавливают заранее в колонном фланце предыдущей колонны. Цементный раствор закачивают через два 51—76-мм отвода, приваренные к предыдущей колонне, или через крестовину превентора. Выходящий из трубного пространства буровой раствор направляют через специальный отвод, имеющий два пробковых крана, в желоба. Количество закачиваемого раствора контролируют или по расчету, или прибором гамма-каротажа (ГК), спущенным в колонну через специальный лубрикатор. В этом случае вслед за первой порцией цементного раствора вводят ампулу с радиоактивными изотопами. При закачке цементного раствора по расчету следует учитывать кавернозность, возможность частичного поглощения раствора в процессе цементирования, сжимаемость раствора и др. Обычно коэффициент, учитывающий все эти факторы, устанавливают опытным путем. Выбор и обоснование способа цементирования. На практике известны способы прямого, обратного и ступенчатого цементирования скважин. Наибольшее распространение получил первый из них. Ступенчатый способ цементирования применяется, как правило, в случаях высокопроницаемых горизонтов с низким пластовым давлением или при необходимости подъема там-понажного раствора на большую высоту. Гидродинамические расчеты позволяют заранее определить целесообразность использования способа прямого или обратного цементирования. Гидродинамический расчет сводится к анализу конструкций скважин с целью решения технологических вопросов и установления оптимальной области применения различных способов цементирования. Установить эту область можно путем сравнения гидродинамических давлений, возникающих в зоне продуктивных пластов при каждом из способов цементирования. Для прямого цементирования это давление определяется гидравлической характеристикой затрубного пространства, а для обратного - гидравлической характеристикой обсадных труб. Сравнение можно представить в виде отношения давлений, 513



	возникающих у забоя, при различных способах цементирования. Если это отношение меньше единицы, то способ обратного цементирования более предпочтителен. При отношении больше единицы целесообразно применять способ прямого цементирования. В качестве примера проведем расчеты для условной скважины глубиной 3500 м с промежуточной колонной длиной 2000 м и подъемом цементного раствора в интервале 3500—2000 м. Показатели реологических свойств растворов для всех случаев принимали одинаковыми: для глинистого раствора плотность р= 1,30 г/см⁸, вязкость г] = 0,174 Па-с, динамическое напряжение сдвига т₀ = 8,2 Па; для цементного раствора р = = 1,86 г/см⁸; т₀ = 12,6 Па. Диаметр промежуточной колонны изменялся в пределах 219—273 мм, а диаметр эксплуатационной колонны— 114—168 мм. Все расчеты проводили при производительности цементировочных агрегатов Q = 10-5-60 л/с по известным формулам гидравлики с помощью ЭВМ. Результаты расчетов представлены на рис. 7.13, из которого видно, что меньшее давление на призабойную зону при использовании 114-мм колонны создается в случае прямого цементирования, а при использовании 146- и 168-м колонн — обратного. Способ определения области эффективного применения того или иного способа для колонн диаметром 114, 146 и 168 мм в 273-мм промежуточной колонне проиллюстрирован на рис. 7.14. Анализ распределения гидростатического и гидродинамического давления при обратном цементировании показывает, что в начальной стадии процесса растворы движутся за счет энергии насосов, а затем — под действием собственного веса столба цементного раствора в кольцевом пространстве. В отдельные моменты при разрыве потока давление на вышележащие пласты может оказаться ниже гидростатического. В связи с этим вопрос регулирования всего хода процесса при обратном цементировании имеет большее значение, чем при прямом. Регулирование процесса закачки дросселированием в конечном счете приводит к соответствующему увеличению забойного давления. Изменяя реологические свойства цементного раствора, можно практически создать давление на забой, равное гидравлическим потерям в колонне. Детальное рассмотрение способа обратного цементирования показывает, что он имеет ряд преимуществ: 1) исключается необходимость подбора рецептур тампонаж-ного раствора в зависимости от забойных условий; можно добиться одновременного схватывания всего раствора, получив 514





10 20 30 40 Q,nlc	10 20 30 40 Q,nlc в p, МПа 10,C

Рис. 7.13. Сравнительные результаты гидродинамических расчетов: а, б, в - колонны диаметром соответственно 114, 146 и 168 мм; 1 - гидравлические потери в колонне; 2, 3, 4 - гидравлические потери в за-трубном пространстве с промежуточной колонной диаметром соответственно 219, 245 и 273 мм	10 20 30 40 б, л/с

Рис. 7.14. График изменения отношения давлений, возникающих у забоя при прямом и обратном цементировании: 1,2,3 -Q соответственно 10, 30 и 50 л/с; р_шр - давление внутри колонны; р_етр — давление в затрубном пространстве
	114	146	D, мм



	монолитный цементный камень с одинаковой прочностью по всему стволу; 2) сокращаются затраты времени на операции по цементированию; 3) ограничиваются одной зоной смешения глинистого и цементного растворов; 4) гидродинамический расчет более точен для призабойной зоны, так как гидравлические потери в колонне обсадных труб проще поддаются расчету; 5) возможна закачка тампонажного раствора в турбулентном потоке без опасения разрыва пласта и возникновения поглощений, что важно при вытеснении промывочной жидкости из затрубного пространства; 6) требуются меньшие мощности оборудования для цементирования. Несмотря на это, способ обратного цементирования имеет ограниченное применение из-за отсутствия средств контроля за процессом цементирования. С целью предотвращения поглощений при цементировании эксплуатационных колонн применяют способ ступенчатого цементирования скважин с подъемом тампонажного раствора за обсадной колонной в две ступени и более.

	7.4. СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ И ОБВЯЗКИ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ В настоящее время в различных нефтегазовых районах применяют несколько отличающихся друг от друга технологических схем приготовления и нагнетания тампонажных растворов. Это отличие обусловлено спецификой геолого-технических, а иногда и климатических условий данного района, что определяет выбор конструкции скважины, способа цементирования и тампонажного материала для каждого конкретного района. Отличие этих схем заключается в использовании различного числа цементировочных агрегатов и цементно-смесительных машин, а также в применении специальных устройств или механизмов, повышающих качество раствора или цементирования в целом и улучшающих условия труда обслуживающего персонала. Схема обвязки оборудования при использовании 20—40 т сухого тампонажного материала для приготовления раствора приведена на рис. 7.15. 516





	Рис. 7.15. Схема обвязки агрегатов при цементировании скважин с использованием 20—40 т сухого тампонажного материала: 1 — цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2, 3 — цементировочный агрегат соответственно ЦА-320М; ЗЦА-400А; 4 — блок манифольда 1БМ-700; 5 — станция контроля цементирования; 6 — цементировочная головка; пунктирная линия — движение продавочной жидкости; сплошная линия — движение тампонажного раствора

	При использовании 40—60 т сухого материала для приготовления и нагнетания тампонажного раствора применяют большее число агрегатов, позволяющих аккумулировать весь сухой материал в трех точках затворения. Если масса сухого материала превышает 60 т, изменяется схема обвязки цементировочных агрегатов и цементно-смесительных машин (рис. 7.16). Во всех этих схемах, как правило, предусматривается такое соотношение между численностью цементно-смесительных машин и цементировочных агрегатов, при котором обеспечивается бесперебойное приготовление и нагнетание тампонажного раствора в скважину с заданным темпом. Обычно с одной це-ментно-смесительной машиной 2СМН-20 работают два цементировочных агрегата, один из которых (имеющий водоподаю-щий насос) подает жидкость на затворение в гидровакуумное 517


	■gDO	3
W4
	/У	о о
	/У

Рис. 7.16. Схема обвязки агрегатов при цементировании скважин с использованием более 60 т сухого материала.

Обозначения см. на рис. 7.15

смесительное устройство цементно-смесительнои машины, а второй (не имеющий водоподающего насоса) вместе с первым нагнетает готовый раствор в скважину. При этом суммарная подача жидкости (по паспортным данным) двумя агрегатами несколько больше производительности цементно-смесительнои машины. Как правило, для продавливания верхней разделительной пробки используют агрегат ЗЦА-400А, который обвязывают с цементировочной головкой.

В различных районах страны в связи со специфическими условиями схемы обвязки оборудования несколько видоизменяются.

В б. Грознефти и Краснодарнефтегазе использовали осредни-тельные емкости, смонтированные на автомашине и имеющие

518



	перемешивающие устройства. Прежде чем подать раствор в скважину, его некоторое время перемешивают в этой емкости; благодаря этому улучшается его однородность, что существенно повышает качество цементирования. Представляется целесообразным организовать серийное изготовление таких емкостей. На рис. 7.17 показана схема расстановки и обвязки оборудования при цементировании скважин облегченным тампонаж -ным раствором с применением осреднительной емкости и использованием резервуара вместимостью 40 м⁸ для заготовки воды затворения. Иногда для аккумулирования жидкости затворения используют передвижные емкости различной вместимости (рис. 7.18). Пунктирными линиями показано движение жидкости затворения, сплошными — тампонажного раствора; когда нет возможности применять для аккумулирования жидкости затворения стационарные или передвижные емкости, с этой целью используют мерные емкости цементировочных агрегатов (рис. 7.19). Пунктирными линиями показано направление движения воды, сплошными — тампонажного раствора, штрихпунктирными — продавочной жидкости. При работе по этой схеме после приготовления и нагнетания тампонажного раствора, при его продав-ливании смесительные машины и обвязанные с ними цементировочные агрегаты могут быть отсоединены и отправлены на базу. В б. ВНИИКРнефти разработана и внедрена специальная технологическая схема приготовления и нагнетания тампонажного раствора (рис. 7.20), исключающая его потери (особенно при использовании вспенивающих реагентов) и позволяющая увеличить подачу насосов цементировочных агрегатов за счет создания подпора на приеме. В ЗапСиббурнефти для приготовления растворов из лежалых цементов иногда используют фрезерно-струйную мельницу, соединенную с оборудованием по схеме, указанной на рис. 7.21 (разработана в б. ВНИИКРнефти); также находит применение схема цементирования скважин с применением гидравлического способа активации цемента, при котором поток тампонажного раствора под большим давлением подается в устройство, где соударяется со стенкой или встречным потоком; в результате этого разрушаются комкообразные включения и повышается степень гидратации. С целью увеличения степени вытеснения бурового раствора из затрубного пространства скважины при цементировании, а следовательно, для повышения его качества были разработаны и внедрены способ применения и комплекс устройств, позволя- 519


о о	о о	о о

Рис. 7.17. Схема обвязки агрегатов при цементировании облегченным раствором с использованием осреднительной емкости и резервуара для заготовки жидкости затворения:

1 — цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2, 3 — цементировочный агрегат соответственно ЦА-320М и ЗЦА-400А; 4 — блок манифольда 1БМ-700; 5 — станция контроля цементирования СКЦ-2М; 6 — цементировочная головка; 7 — осреднительная емкость; 8 — резервуар; пунктирной линией обозначено движение жидкости затворения

ющие в процессе цементирования проводить осевое перемещение обсадной колонны.

На рис. 7.22 представлена схема расположения оборудова-

520


о о	о о	о о	о о

\J XJ

Рис. 7.18. Схема обвязки агрегатов с использованием двух емкостей для аккумулирования жидкости затворения вместимос тью по 25 м³:

1 — цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2, 3 — цементировочный агрегат соответственно ЦА-320М и ЗЦА-400А; 4 - блок манифольда 1БМ-700; 5 -станция контроля цементирования СКЦ-2М; 6 — цементировочная головка; 7 — емкость

ния и отдельных устройств, обеспечивающих расхаживание колонны в процессе нагнетания жидкости при цементировании.

Представляет интерес сопоставить различные схемы расстановки и обвязки цементировочного оборудования, выявить их преимущества и недостатки.

Анализ данных по ряду объединений с большим объемом бурения, а также со сложными конструкциями скважин показал, что до 80 % скважин цементируют с применением от 20 до 80 т сухого тампонажного материала. При этом подача раствора и продавочной жидкости в скважину не превышает 25 л/с, а давление 30,0 МПа.

521



	pO-i
	\J \J

	Рис. 7.19. Схема обвязки оборудования при цементировании с использованием для аккумулирования жидкости затворения мерных емкостей цементировочных агрегатов. Обозначения см. на рис. 7.15 Для удобства сравнений этих схем примем одинаковые для всех случаев условия цементирования, которые приведены ниже. Количество сухого материала, применяемого для приготовления раствора, т................................................................................................... 80,0 Заданная плотность раствора при В/Ц =0,5, г/см³ ................................ 1,83 Необходимое количество жидкости затворения, т ................................ 40,0 Объем тампонажного раствора, м³........................................................ 65,0 Суммарная производительность приготовления и откачки тампонажного раствора, л/с ..................................................................................... 25,0 Суммарная требуемая подача жидкости в смесители, л/с....................... 15,3 Суммарная требуемая подача сухого вяжущего в смесителе, кг/с............ 30,5 Максимальное предполагаемое давление при нагнетании тампонажного раствора и его продавливании при подаче 25 л/с, МПа, не более.............. 10,0 Максимальное предполагаемое давление при продавливании с соответствующим уменьшением, МПа, не более .................................................. 40,0

	522



	*12 3 4 5 6 7 8 91011121314*

	*У/ '/// ///*

	Рис. 7.20. Технологическая схема приготовления и нагнетания вспененных растворов: 1 — бункер цементно-смесительной машины; 2 — обратный клапан гидровак у-умного смесительного устройства; 3 - приемная воронка бункера цементно-смесительной машины; 4 — гидровакуумное смесительное устройство; 5 — напорная труба; 6 — всасывающий коллектор насоса; 7— трубопровод; 8— клапан; 9 - приемная часть; 10 - гофрированный шланг, 11 - откидная крышка; 12 — уровнемер; 13 — насос цементировочного агрегата; 14 — сливной патрубок Максимально возможная подача водоподающего насоса ЦНС цементировочного агрегата ЦА-320А прир = 1,5МПа через штуцер диаметром 14 мм, л/с........................................................................................... 6,4 Максимально возможная производительность цементно-смесительной машины 2СМН-20 при приготовлении раствора р = 1,83 г/см³ и работе с насосом ЦНС, л/с................................................................................ 10,53 Для расчетов приняты реально достижимые режимы работы цементировочных агрегатов. Тип агрегата................................. ЦА-320 АЗЦА-400А Диаметр поршня, мм ..................... 100 110 Включенная передача..................... IV IV Давление, МПа.............................. 91 3,5



	Рис. 7.21. Технологическая схема приготовления и закачки тампонажных растворов с применением фрезерно-струйной мельницы: 1 — цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2 — цементировочный агрегат ЦА-320М; 3 — фрезерно-струйная мельница; 4 — цементировочная головка 523




	4	- о о
t	4
t

Рис. 7.22. Схема размещения и обвязки оборудования при цементировании скважины с расхаживанием колонны:

1 — цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2, 3 — цементировочный агрегат соответственно ЦА-320М и ЗЦА-400А; 4 - блок манифольда 1БМ-700; 5 -станция контроля цементирования; 6 — цементировочная головка; 7 — шарнирные звенья гибкого металлического шланга; 8 — стояк

Производительность, л/с ............................... 10,5 19,5

Максимально допустимое давление с принятыми поршнями, МПа........................................ 32 40

Наиболее распространенная технологическая схема (рис. 7.23, а, вариант 1) предусматривает участие в процессе цементирования серийного цементировочного оборудования. Каждая цементно-смесительная машина 2СМН-20 работает с двумя цементировочными агрегатами, один из которых может не иметь

524



	водоподающего насоса (ЗЦА-400А). Как правило, цементировочный агрегат ЦА-320 при работе на IV скорости не обеспечивает откачку из цементного бачка всего количества приготавливаемого раствора, поэтому к откачке подключается второй агрегат. Это также практикуется для повышения надежности процесса. Таким образом, суммарная подача обоих агрегатов намного превосходит производительность цементно-смесительной машины и приводит к недоиспользованию мощности цементировочных агрегатов. В связи с этим неоправданно увеличивается их число при цементировании, что усложняет проведение процесса и ухудшает его технико-экономические показатели. Кроме того, если применяется специальная жидкость затворения, то для ее приготовления и аккумулирования используются дополнительные цементировочные агрегаты, помимо указанных на схеме. Положение с аккумулированием жидкости затворения усугубляется при приготовлении облегченных тампонаж -ных растворов. Однако практически нигде для этой цели не используются автоцистерны. Вторая технологическая схема (вариант 2) предусматривает применение так называемой осреднительнои установки — емкости (см. рис. 7.23, б). Установка имеет перемешивающее устройство, обеспечивающее выравнивание параметров тампонаж -ного раствора, поступающего от различных цементно-смесительных машин, которые участвуют в процессе. Как видно из сопоставления вариантов 1 и 2, число единиц используемого оборудования в них почти одинаково. На практике находит применение разновидность варианта 2, при котором жидкость затворения под большим давлением (до 7 МПа) цементировочным насосом подается в смесительное устройство цементно-смесительной машины 2СМН-20, а готовый раствор за счет кинетической энергии струи по шлангу поступает в осреднитель-ную установку. В этом случае число единиц оборудования остается таким же, как и для варианта 2. Однако при этом нарушается требование ТУ на смеситель, где указано рабочее давление затворяющей жидкости — 2 Мпа. Третья технологическая схема (вариант 3) предусматривает применение кроме осреднительнои установки также установки для приготовления и раздачи жидкости затворения (см. рис. 7.23, в), серийно не выпускаемой. Применение такой установки позволяет заранее готовить и аккумулировать часть жидкости затворения, исключив из этого процесса дополнительные цементировочные агрегаты. Однако при работе по этой схеме требуется заменять отработавшие цементно-смесительные маши- 525





	Рис. 7.23. Схемы приготовления тампонажного раствора: а — типовая (вариант 1); б — с применением осреднительнои установки (вариант 2); в — с применением осреднительнои установки и установки для приготовления и раздачи жидкости затворения (вариант 3); г — с применением гидроактиваторов (вариант 4); д — с использованием стационарных блоков приготовления буровых растворов и смесительного устройства б. ВНИИКР-нефти (вариант 5); е — с применением смесительной установки периодического действия (вариант 6); ж — с применением смесительных установок УС5-30 (вариант 7); з — с применением насосных установок УНБ2-630 (вариант 8); и — с применением смесительных установок УС5-30, насосных установок УНБ2-630 и автоцементовозов (вариант 9); к - с применением перспективного автоматизированного комплекса (вариант 10); л — с применением перспективного блочного цементировочного оборудования (вариант 11); 1 — цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2, 3 - цементировочный агрегат соответственно ЦА-320А и ЗЦА-400А; 4 - блок манифольда 1БМ-700; 5 - самоходная лаборатория СКЦ2М-69; 6 - скважина; 7 - осреднительная установка; 8 - установка для приготовления и раздачи жидкости затворения; 9 — гидроактиваторы; 10 — стационарные блоки приготовления буровых раст воров 2БПР; 11 — смесительная установка периодического действия; 12 — цементовоз; 13 — смесительная установка УС5-30; 14 - насосная установка УНБ2-630; 15 - автоматизированный комплекс; 16 — насосный блок; 17 — приводной блок; 18 — силосы передвижные; 19 — смесеприготовительный блок; 20 — загрузчик; 21 — склад

	ны на другие, загруженные 20 т тампонажного материала, в то время как завод-изготовитель автомобиля КрАЗ запрещает движение с перегрузкой. Замена отработавших цементно-смесительных машин связана с остановкой процесса приготовления раствора, хотя ее можно производить поочередно, что не будет оказывать особого влияния на режим нагнетания тампонажного раствора благодаря наличию осреднительнои установ- 526



	V7

	ки. На рис. 7.23, г приведена схема приготовления тампонажно-го раствора в ПО "Юганскнефтегаз" с использованием гидроактиваторов для улучшения диспергирования раствора (вариант 527





	Рис. 7.23. Продолжение



	*2(3)*





	Рис. 7.23. Продолжение



	л

	4). Благодаря тому, что текущее давление при продавливании составляет 3—4 МПа и предусмотрено уменьшение темпа приготовления раствора (условия, отличающиеся от принятых для

	531



	сравнения), сокращается число задействованных единиц техники. На рис. 7.23, д приведена схема (вариант 5), предусматривающая применение блоков приготовления буровых растворов 2БРП и устройства конструкции б. ВНИИКРнефти. Эта схема была использована при цементировании эксплуатационной колонны на скв. 3241 71-го куста Усть-Балыкского месторождения ПО "Юганскнефтегаз". Благодаря использованию стационарных блоков БПР, в которые цементовозами загрузили 60 т гельцементной смеси, и специального смесительного устройства приготовление и закачка гельцементного тампонажного раствора выполнялись без участия цементно-смесительных машин 2СМН-20. Продуктивную часть цементировали "чистым" цементом по обычной схеме с использованием 2СМН-20. На рис. 7.23, е представлена схема (вариант 6) приготовления тампонажного раствора с применением СевКавНИПИнеф-тью порционной смесительной установки вместимостью 25 м⁸. Отличительная особенность этой установки — оригинальная технология приготовления тампонажного раствора. В емкость заливают воду, вводят необходимые реагенты и тщательно размешивают мешалкой до образования жидкости затворения. Затем в емкость подают сухое вяжущее (цементовозами или смесительными машинами 2СМН-20) до достижения заданной плотности раствора, который затем откачивают в скважину цементировочными агрегатами. Недостаток этого способа — периодичность действия установки, что особенно проявляется при больших объемах тампонажного раствора. На рис. 7.23, ж показана схема (вариант 7) приготовления тампонажного раствора с применением смесительных установок УС5-30. Установка имеет два вертикальных бункера цилиндрической формы, вмещающие 11 т цемента. В процессе приготовления раствора возможна загрузка цементом второго бункера из первого. Эта схема еще не апробирована. На рис. 7.23, з представлена апробированная технология (вариант 8) приготовления и нагнетания тампонажного раствора с применением освоенных производством насосных установок УНБ2-630, которые могут работать одновременно с двумя цементно-смесительными машинами благодаря оснащению высокопроизводительными водоподающим и цементировочным насосами. В этом случае число единиц техники, участвующей в цементировании, сокращается. На рис. 7.23, и приведена схема (вариант 9), где приготовление тампонажного раствора производят с участием агрегатов 532



	УНБ2-630 и смесительных установок УС5-30. Такая схема еще не апробирована, но преимущества ее очевидны. Количество оборудования здесь сведено к минимуму. Однако участие в цементировании большого числа цементовозов потребует доосна-щения ими тампонажных организаций. На рис. 7.23, к показана перспективная схема (вариант 10), по которой тампонажный раствор приготовляется автоматизированным комплексом, условно названным КСПТР. Предполагаемая максимальная производительность комплекса 50 л/с раствора с допустимыми колебаниями плотности ± 0,03 г/см⁸. Исходные требования предусматривают компоновку оборудования комплекса на шасси автомобиля. Этот комплекс будет содержать устройства, средства регулирования и контрольно-измерительную аппаратуру, которые автоматически должны обеспечивать приготовление качественного раствора с заданным темпом. В состав комплекса должны входить установки для приготовления и выдачи жидкости затворения, снабженные устройствами, обеспечивающими требуемую степень автоматизации для работы всего оборудования. На рис. 7.23, л представлена схема (вариант 11) с применением перспективного блочного оборудования, которая может быть использована при разбуривании автономных кустов и отдельных разведочных скважин. Масса блоков не превышает 5 т, что позволяет перевозить их либо автотранспортом, либо вертолетом МИ-6. Насосный и приводной блоки транспортируются отдельно и соединяются на месте. Предусмотрены отдельный блок приготовления раствора и вертикальные бункеры для там-понажного материала с загрузчиком. Испытание опытного образца такого комплекса оборудования позволит определить его работоспособность и эффективность применения в труднодоступных районах. Сопоставление и анализ приведенных схем приготовления и нагнетания тампонажных растворов, данные о количестве и типах применяемого оборудования (табл. 7.4) показывают, что во всех схемах по различным причинам серийное оборудование используется недостаточно эффективно. Разработчикам цементировочного оборудования следует уделить больше внимания повышению его надежности, улучшению технических характеристик. Одно из важных направлений — создание комплексных систем установка смесительная — установка насосная. Применение осваиваемого и предполагаемого к разработке нового оборудования (высокопроизводительных насосных установок типа УНБ, смесительных установок повышенной грузо- 533

Таблица 7.4

Количество и тип оборудования, применяемого при цементировании скважин


Обору-	Вариант схемы
дование	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Цементно-	4	4	4	4	1	3	-	4	-	-	-
смеситель-
ная маши-
на 2СМН-20
(УС6-30)
Цементиро-	4	4	2-3	6	6	6	4	1	1	1	1
вочный аг-
регат
ЦА-320А
(УНБ2-160)
Цементиро-	5	3-4	3-4	-	-	-	-	-	-	-	-
вочный аг-
регат
ЗЦА-400А
(УНБ2-400)
Блок мани-	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
фольда
1БМ-700
Станция	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1
контроля
СКЦ2М-69
(80)
Цементиро-
вочная го-			В общем количестве не учитывается
ловка
Осредни-	-	1	1	-	-	-	-	-	-	-	-
тельная ус-
тановка
Установка	-	-	1	-	-	-	-	-	-	2	-
для приго-
товления и
раздачи
жидкости
затворения
Гидроактиваторы			В общем количестве не учитываются
Блоки БПР	-	-	-	-	2	-	-	-	-	-	-
Порцион-	-	-	-	-	-	3	-	-	-	-	-
ная уста-
новка
Цементовоз	4	4	4	4	7	6	6	4	6	-	-
(ТЦ-6,10т)
Установка	-	-	-	-	-	-	2	-	2	-	-
смеситель-
ная УС5-30
Установка	-	-	-	-	-	-	-	3	2	2	-
насосная
УНБ2-630
Цементовоз	-	-	-	-	-	-	-	-	-	4	-
С-652 (22 т)
КСПТР	—	—	—	—	—	—	—	—	—	1	—

534


Продолжение табл.			Г.4
Обору-	Вариант схемы
дование	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Блок смесе-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1
приготови-
тельныи
Силосы пе-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	4-8
редвижные
Загрузчик	—	—	—	—	—	—	—	—	—	—	1
Склад цемента	В общем количестве не учитывается
Итого	19	18-19	17-19	16	18	20	14	14	13	12	11-15

подъемности с непрерывной загрузкой, осреднительных установок, комплекса автоматизированного и блочного оборудования) позволит в значительной степени уменьшить количество применяемой техники, упростить проведение процесса и повысить качество цементирования скважин.

7.5. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА КАЧЕСТВА КРЕПИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В различных отраслях народного хозяйства в рамках КС УКП широко применяется комплексная оценка качества продукции на стадиях ее разработки, изготовления и эксплуатации. Однако в нефтяной промышленности качество строительства скважин до настоящего времени оценивается только по трем единичным показателям назначения: степени герметичности обсадных колонн, высоте подъема тампонажного раствора за ними и сочетанию контакта цементного камня в заколонном пространстве с ограничивающими связями.

Очевидно, что эти показатели не отражают весь комплекс свойств качественной крепи скважин, т.е. обеспечивающей герметичность обсадной колонны и отсутствие сообщения между пластами, пластами и дневной поверхностью или зоной перфорации колонны. Это затрудняет оценку и анализ влияния технических средств, технологических приемов и различных материалов на процесс формирования качества крепи скважин.

Крепь скважины — основная ее несущая часть — представляет собой обсадную колонну и сформированный вокруг нее там-понажный камень.

В зависимости от глубины скважины и времени эксплуатации (15-25 лет) крепь подвергается нагрузкам различной интенсивности. Крепь относится к продукции, расходующей свой-

535

ресурс в процессе эксплуатации; она представляет собой ремонтируемое изделие.

При разработке комплексного показателя качества крепи скважины на первом этапе встает задача выбора номенклатуры показателей. Суть ее заключается в построении иерархического дерева свойств, отражающего совокупность важнейших физических и геолого-технических свойств крепи на этапах ее проектирования, сооружения и эксплуатации.

Как видно из схемы (рис. 7.24), в число групповых показателей для оценки качества крепи включены показатели назначения, надежности, технологичности и экологические. Остальные рекомендуемые показатели (эргономические, эстетические, патентно-правовые, транспортабельности, унификации и безопасности) применительно к специфическим условиям крепи неприемлемы или малоинформативны.

Интегральный показатель качества крепи скважин

1. Показатель назначения

2. Показатель надежности

3. Показатель технологичности

4. Экологический показатель

L-L

LJ.

3 ч

н о Ы в


1		1	1	1	1	1	1	1
	о
00									•л
	2j	ГО					ц	-3.2	-3.3
_;	ri					^:		ri
					ГЦ

Рис. 7.24. Иерархическая структура показателей качества крепи скважин 536



	Группа показателей назначения должна характеризовать важнейшие свойства крепи, обеспечивающие ее функционирование по назначению и определяющие область и условия эксплуатации. Поэтому составляющие эту группу подгрупповые показатели — классификационные, функциональные и технической эффективности, конструктивные, состава и структуры — играют основную роль в оценке качества крепи и используются как критерии оптимизации при проектировании и сооружении скважин. Единичные показатели перечисленных подгрупп характеризуют такие основные свойства крепи, как сопротивляемость действующим знакопеременным нагрузкам и ее техническое совершенство для конкретных геолого-технических условий. Исключительно важны для комплексной оценки качества и технического уровня сформированной крепи показатели надежности. Исследования в области надежности крепи скважин начаты сравнительно недавно, однако к настоящему времени накоплен определенный опыт и созданы методические основы для оценки этого важного свойства (РД 39-2-839-82, РД 39-1-1112-84). Подгрупповые, а затем и единичные показатели надежности крепи выбраны в соответствии с РД 39-1-1112—84. Исходя из того, что крепь — восстанавливаемое изделие с непрерывным режимом эксплуатации (последствия отказа приводят к значительному ущербу, эксплуатация прекращается в связи с выполнением крепью своего назначения или достижением предельного состояния), ее надежность должна характеризоваться показателями безотказности, долговечности, ремонтопригодности и сохраняемости. Особое значение имеет тот факт, что, используя теорию надежности, можно выделить отказы скважин, вызванные браком, допущенным исполнителем. Расчетное время, в течение которого происходят такие отказы, определяется периодом приработки и должно быть принято за контрольный срок эксплуатации скважины, в течение которого отказы устраняются подрядчиком. Это позволит избежать субъективного подхода при назначении указанного срока и получить еще один важный показатель для объективной оценки качества крепи. Оценка качества крепи должна отражать не только соответствие отдельных показателей заданным значениям, но и степень оптимальности распределения затрат материалов, труда, времени и средств при реализации процесса крепления скважин, т.е. технологичность. Ужесточение требований к охране природы также должно 537



	найти отражение при оценке качества сооружения крепи. Учет экологических показателей качества крепи должен предотвратить бесконтрольный выброс в окружающую среду технологических жидкостей при строительстве скважин, повысить требования к качеству разобщения пластов. Выбранная номенклатура свойств в достаточной мере характеризует качество крепи скважины, но в случае необходимости может изменяться. В практике квалиметрических анализов численные значения комплексных показателей определяют в основном методом весовых функций, где коэффициенты весомости в подавляющем большинстве определяются экспертным методом. Из аналитических методов используют методы статистической обработки проектов, коэффициентов системы линейных уравнений, коэффициентов корреляции, предельных значений и т.п. Перечисленные методы можно применять для скважин с однородными геолого-техническими условиями, состоящих из ряда однотипных конструкций с одинаковыми по назначению техническими средствами и материалами, но различных по основным параметрам, т.е. имеющих количественные, а не качественные отличия. Поэтому для выбора способа свертки отдельных показателей и метода оценки комплексного показателя, количественно отражающего качество крепи скважины, был использован подход, изложенный Х.С. Харрингтоном. В этой работе основной идеей, позволяющей построить обобщенный показатель качества, является преобразование измеренных значений свойств в безразмерную шкалу желательности. Последняя была использована для установления соответствия между параметрами свойств и психологическими параметрами — предпочтительность того или иного свойства. Процедура преобразования показателей свойств крепи скважин, отвечающих требованиям действующей нормативно-технической документации, выполнялась в соответствии с методикой, изложенной Ю.Г. Адлером и др. Если индексами i, j, k обозначить уровни соответственно групповых, подгрупповых и единичных показателей, то преобразование измеренного значения единичного показателя качества q_t _j? _k в безразмерную шкалу желательностей q_t ^ _k в случае двустороннего ограничения Qi i ь ■ <Qi i ь имеет вид

	( d = expl -	(7.34)

	Ушах */ \ 538



	где показатель степени п вычисляют (задавая некоторому значению показателя q значение d) по формуле

	In In-

	*п = -*	(7.35)

	1п

	з max */min

	В случае одностороннего ограничения q_ujth или q_l<j<hmsii преобразование имеет вид d = ехр[- ехр(а + bq)], (7.36) где коэффициенты ажЪ вычисляют (задавая для двух значений показателя q₁ и q₂ значения желательностей d₁ и d₂) по формулам ( 1 2^ a = ig₁lnln----g₂lnln— \/(q₂-q₁); (7.37)

	(л z\ b= In In----\n\n—\/(q₂-q₁). (7.38)

	d₂

	Для оценки параметров п, ам. b моделей (7.34) и (7.36) необходимо, чтобы показатели, регламентируемые нормативно-технической документацией, соответствовали нормативам уровня качества в безразмерной шкале: 0,2 - плохо; 0,37 -удовлетворительно; 0,63 - хорошо; 0,8 - отлично. Для показателей, не регламентируемых в настоящее время нормативно-техническими документами, уровни качества устанавливались группой специалистов в области крепления нефтяных и газовых скважин по результатам анализа функций распределения F(q_t ^ _к). Эмпирическую функцию распределения F(q_t _jk) показателя качества q_t _j? _k аппроксимировали теоретической кривой F(q_t j _k). С этой целью задавали долю скважин d_t , _к, крепь которых, по мнению специалистов, относится к одному из принятых уровней качества, вычисляли соответствующее значение q_u _j? _k и ставили ему в соответствие отметку по шкале желательности (рис. 7.25). Полученные таким образом зависимости (7.34) и (7.36) позволяют дать количественную оценку уровня представленных на схеме показателей качества в новой безразмерной шкале, характеризующей предпочтительность значения параметра. Численные значения единичных п оказателей качества кре- 539



		Рис. 7.25. Графики эмпирического и теоретического распределения показателя Ф(д

пи скважин в безразмерной шкале могут использоваться для построения подгрупповых, групповых и интегрального показателей. Подгрупповые показатели D_t?j задаются как средние геометрические единичных показателей:

А,; =	*i,j\*	(7.39)

где т — число единичных показателей. Групповые показатели Д, задаются как средние геометрические подгрупповых показателей:

A =%ldi,idi,2»A,p>		(7.40)

где/? — число подгрупповых показателей. Интегральный показатель D задается как среднее геометрическое групповых показателей: D=!_N/D₁,D₂...D_I, (7.41) где I — число групповых показателей. Применение изложенного выше подхода было проверено при оценке качества крепи двух скважин, строительство которых осуществлялось в одинаковых геологических условиях, но при этом отмечались различия в параметрах технологического процесса крепления и используемых технических средств. Для упорядочения расчетов применялась специально разработанная форма (табл. 7.5). Для единичных показателей, приведенных в графе 1, на основании требований нормативно-технической документации и анализа функций распределения

540

Таблица 7.5

Форма для расчета комплексной оценки качества крепи нефтяных и газовых скважин

Показатель качества

Оценка уровня качества

g_mln

'/max

Результаты наблюдения за показателем скважин

Желательность показателя скважин

плохо (0,20)

удовлетворительно (0,37)

хорошо (0,63)

очень хорошо (0,8)

этих показателей были установлены уровни качества и ограничения (графы 2—7). Численные значения единичных показателей всех подгрупп и групп от 1.1.1 до 4.4 в натуральных размерностях для скв. А и Б приведены в графах 8-9, а в графах 10—11 — численные значения единичных, подгрупповых, групповых и интегрального показателей в безразмерной шкале, полученные в результате рассмотренных выше расчетов.

Полученные численные значения групповых показателей позволили оценить уровень таких свойств крепи скважин, как надежность, технологичность и др., а также качество крепи в целом.

Значение интегрального показателя качества крепи скв. А (D = 0,69), с помощью которого можно оценить ее качество на уровне "хорошо", значительно выше, чем у скв. Б (D = 0,36), качество которой оценивается ниже уровня "удовлетворительно". Такой вывод закономерен, так как желательность большинства единичных показателей, в том числе традиционно применяемых для оценки качества крепи, у скв. Б значительно ниже, чем у скв. А. Важно, что степень различия выражена количественно, что облегчает сопоставление.

Данный подход позволяет по совокупности наблюдений в процессе строительства скважин проводить количественный анализ влияния геологических и технологических условий бурения на качество крепи и вырабатывать управляющие воздействия для повышения его уровня. Кроме того, предлагаемая методика создает реальную основу для аттестации выходящих из бурения скважин по категориям качества, что должно послужить мощным стимулом для дальнейшего совершенствования буровых работ на всех этапах, способствовать внедрению прогрессивных технических решений и улучшению технико-экономических показателей процесса сооружения крепи скважин.

541

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

Литература(Книги)