Каким образом выбирается диаметр обсадных колонн и высота подъема цемента

Обновлено: 18.05.2024

Определние количества колонн обсадных труб, их диаметров и глубины спуска (часть 2)

Всегда следует предусматривать установку направления до глубины 4—6 м от поверхности земли. После этого необходимо проектировать бурение скважины под колонну обсадных труб. Если намеченный для опробования и эксплуатации водоносный горизонт залегает неглубоко от поверхности земли (80—100 м), то можно проектировать одноколонную конструкцию. После спуска колонны и цементирования затрубного пространства от башмака до устья следует намечать вскрытие водоносного горизонта.

Если же скважина проектируется на более глубоко залегающий водоносный горизонт (200—300 м) и при этом необходимо также сохранить значительным эксплуатационный диаметр скважины, то следует предусматривать конструкцию с тремя и даже четырьмя колоннами (см. рис. 35,Б). При этом, кроме установки направления, необходимы спуск кондуктора на глубину 40—50 м, промежуточной колонны на глубину 140— 150 м и эксплуатационной колонны на глубину 250—300 м (эти величины приведены условно; глубина спуска отдельных колонн должна сочетаться с конкретным геологическим разрезом и гидрогеологическими условиями).

В проекте должно быть обязательно предусмотрено цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны; в зависимости от конкретных условий промежуточные колонны можно не цементировать.

Такая многоколонность конструкций скважин на воду, проектируемых для бурения роторным способом, и относительно небольшие выходы колонн по сравнению с конструкциями скважин значительно большей глубины, проходимых для вскрытия нефтяных месторождений, объясняются следующими причинами.

Станки и двигатели, используемые для бурения нефтяных скважин, более мощные, чем станки и двигатели, применяемые при бурении разведочно-эксплуатационных скважин на воду роторным способом. Кроме того, эксплуатационные диаметры нефтяных скважин обычно равны 168 и 127 мм, а иногда даже 102 мм, тогда как эксплуатационные диаметры сравнительно глубоких скважин на воду нередко достигают 273 и 325 мм, а иногда и больше. Это обусловливает применение забойного инструмента большого диаметра, так как по технологии роторного бурения диаметры забойного инструмента должны превышать наружные диаметры обсадных колонн не менее чем на 100 мм, а при значительных выходах колонн — на 150—200 мм. Так, для спуска в скважину колонны обсадных труб диаметром 377 мм (внутренний диаметр 355 мм) под эту колонну следует бурить долотом диаметром 445 мм, а для спуска колонны диаметром 1219 мм (внутренний диаметр 203 мм) — долотом диаметром 295 мм.

В то же время станки, выпускаемые в настоящее время серийно и применяемые для бурения скважин на воду роторным способом, конструировались для иных целей и не рассчитаны на работу инструментом большого диаметра. В связи с этим проходные отверстия стола ротора у них не превышают 250 мм и работа тяжелым снарядом для обеспечения значительного выхода колонны большого диаметра может вызвать поломки и аварии.

При проектировании скважин для роторного бурения надо чередовать колонны не менее чем через один диаметр (например, 426—325—219 мм; 508—426—325—219 мм; 377—273—168 мм).

Необходимо цементировать колонну (особенно при одноколонной конструкции) от башмака до устья. Таким образом, вокруг обсадной колонны создается сплошное цементное кольцо, которое обеспечивает плотное сопряжение наружного периметра трубы с окружающими породами и защищает обсадные трубы от коррозии их грунтовыми водами (рис. 43). Высоту цементирования других колонн (считая снизу от башмака) нужно определять, исходя из действительной необходимости и реальных возможностей с учетом имеющегося оборудования, производительности насосов, мощности цементировочных агрегатов. Во всяком случае следует стремиться, чтобы эта высота была возможно большей.

Расход сухого тампонажного цемента на 1 м. цементирования затрубного пространства скважин при роторном способе бурения можно определять по табл. 17, однако в ней не учтен расход цемента на раструску и другие потери, а также на увеличение диаметра скважин при бурении по сравнению с диаметром применяемого долота. Этот расход составляет около 25% расхода сухого цемента, указанного в табл. 17. Для приготовления цементного раствора в сухой цемент добавляют 20% воды от общего веса сухого цемента.

При определении диаметров обсадных труб (табл. 18 и 19), необходимых для крепления скважин, нужно принимать в расчет эксплуатационный и конечный диаметры скважины, количество обсадных колонн для данного вида бурения и приведенные ранее эксплуатационные и санитарные требования.

Проектирование разведочно-эксплуатационных скважин для водоснабжения.
Белицкий А.С., Дубровский В.В., Издательство "Недра", 1968

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Выбор диаметров обсадных колонн и долот, высоты подъема цемента. Выбор диаметров обсадных колонн и диаметров долот осуществляется снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважин открытым стволом выбор диаметров обсадных колонн и долот начинается с открытой части ствола. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчи-ван-ия скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиками на буровые работы. [4]

Выбор диаметров обсадных колонн и долот. [5]

При выборе диаметров обсадных колонн для обеспечения определенных зазоров между внутренней стенкой обсадных труб и буровым снарядом нужно учитывать размеры бурильных труб и их соединений. [6]

Это ограничивает возможность выбора диаметров обсадных колонн . [7]

Рассмотренные различные способы выбора диаметра обсадной колонны показывают, что в настоящее время нет единого критерия, определяющего оптимальный диаметр скважины при различных условиях залегания залежи и потребления газа. Отметим, что немаловажное значение при выборе диаметра скважины имеют технологический режим работы скважин и темпы изменения основных параметров режима в процессе разработки. Нетрудно представить, что если темп падения дебита во времени интенсивен, как, например, при технологическом режиме с заданным постоянным забойным давлением, то бурение скважин большого диаметра целесообразно лишь в течение короткого промежутка времени и, следовательно, в целом нерационально. [8]

По многим месторождениям при выборе диаметра обсадных колонн следует учитывать возможности совместно-раздельной эксплуатации пластов. [9]

Позднее в работе [72] предложенный способ выбора диаметра обсадной колонны был оценен с точки зрения величины приведенных затрат. Выбор большого диаметра скважины в [72] рекомендуется в случае, когда разница в приведенных затратах ниже народнохозяйственных затрат по компрессорной станции с более ранним сроком ее ввода. [10]

Если учесть что технико-экономические показатели бурения ( скорость бурения затраты материальных ресурсов, стоимость бурения) имеют тенденцию к улучшению при уменьшении диаметра скважины то ясно, что при выборе диаметра обсадной колонны необходимо учесть оба фактора. [11]

Диаметры обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважины открытым стволом выбор диаметров обсадных колонн ( и долот) начинается с открытой части ствола. [13]

Диаметр обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. При заканчивании скважин открытым стволом, выбор диаметров обсадных колонн и долот начинается с открытой части ствола. [14]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

С увеличением диаметра обсадных колонн и их толщины амплитуда трубной волны уменьшается. Однако в связи с тем, что величина коэффициента затухания при наличии жесткого контакта цемента с колонной в 15 - 16 раз превышает коэффициент затухания в свободной трубе, влиянием диаметра обсадной колонны и ее толщины на величину амплитуды трубной волны можно пренебречь. [34]

Каким образом выбирается диаметр обсадных колонн и высота подъема цемента. [35]

Наряду с уменьшением диаметров обсадных колонн и объема выбуриваемой породы большую экономию должно дать внедрение бурения с продувкой забоя газом, опробование перспективных горизонтов испытателями пластов, улучшение конструкции забоя и другие мероприятия. [36]

Хорошим примером привязки диаметров обсадной колонны и фонтанных труб к производительности скважин является выбранная для месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др. конструкция скважин, когда большие дебиты ( около одного миллиона куб. По параметрам труб конструкция скважин этих месторождений аналогов в мире не имеет. [37]

При указанном сочетании диаметров смежных обсадных колонн стволы скважин имеют соответственно следующие размеры: 609, 445, 311 и 216 мм. Это означает, что кольцевые зазоры при спуске обсадных колонн различного назначения номинально равны 65, 44, 33 и 24 мм. Следовательно, крепление скважин производится при повышенных значениях кольцевых зазоров и трудностей в допуске обсадных колонн до намеченной глубины не возникает. [38]

Распределение скважин по диаметру обсадных колонн и режимным характеристикам показано в таблице. [39]

Ограничивающим фактором является и диаметр обсадной колонны . [40]

Данные для расчета: диаметр предыдущей обсадной колонны 245 мм; осевая нагрузка на долото 0 12 МЫ; диаметр долота 190 5 мм; частота вращения долота 9 42 рад / с ( 90 об / мин); плотность бурового раствора 1 2 г / см3; плотность материала труб 7 85 г / см3; перепад давления на долоте 7 МПа. Условия бурения осложненные, скважина вертикальная, породы средней твердости. [41]

Диаметр эксплуатационной колонны определяет диаметры остальных обсадных колонн , а также диаметры долот для бурения под эти колонны. [42]

Диаметр эксплуатационной колонны обусловливает диаметр остальных обсадных колонн ( промежуточной, кондуктора) и диаметры долот для бурения под эти колонны. [43]

Диаметр эксплуатационной колонны определяет диаметры остальных обсадных колонн , а также диаметры долот для бурения под эти колонны. [44]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Определение количества обсадных колонн в отечественной и зарубежной практике осуществляется на основе построения совмещенного графика градиентов давления ( или их индексов или эквивалентов) гидроразрыва, поглощения, пластового давления, нарушения стойкости стенок скважины по ее разрезу. Совмещенный график строят с использованием эмпирических данных о пластовых ( поровых) давлениях и давлениях гидроразрыва. Глубины спуска обсадных колонн выбирают из условий предупреждения флюидопроявлений и гидроразрывов и несовместимости отдельных интервалов по условиям бурения. [2]

По количеству спущенных обсадных колонн скважины могут быть одноколонными, двухколонными и трехколонными. [3]

Для выбора количества обсадных колонн ( зон крепления) используют совмещенный график ( рис. 15) изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба промывочной жидкости, построенный па основании исходных данных в прямоугольных координатах глубина-эквивалент градиента давления. [4]

Определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска производится в такой последовательности. [6]

Установлено, что независимо от количества обсадных колонн в конструкции скважины сопротивляемость крепи смятию повышается с увеличением модуля упругости цемента и толщины стенок труб. Причем значительно большее влияние на распределение напряжений в крепи оказывает модуль упругости цемента и, особенно, находящегося между внешней и последующей за ней обсадной колонной. С его увеличением напряжения в наружной колонне уменьшаются, а в других возрастают. Повышение прочности крепи за счет увеличения толщины стенок труб наиболее эффективно у внешней обсадной колонны. [7]

По характеристике пород разреза устанавливают количество обсадных колонн , их поперечные размеры и длину. [8]

Выделение зон совместимости, определение количества обсадных колонн и глубины их спуска осуществляются в такой последовательности. [9]

Методические указания [1] вошли составной частью в методику ВНИИБТ [2], согласно которой количество обсадных колонн в разрабатываемой конструкции скважины определяется в основном числом зон несовместимых условий бурения. [10]

Спроектировать конструкцию скважины - это значит определить необходимое для условий данного конкретного участка месторождения количество обсадных колонн , размеры этих колонн ( диаметр, глубину установки нижнего конца и длину каждой), диаметры долот для бурения ствола под каждую колонну, положение верхней и нижней границ интервалов цементирования и выбрать метод вхождения в продуктивную толщу. При решении этой задачи часто может быть получено несколько вариантов конструкции. [11]

Зоны ABCD, EFGH, KLMN и OPQS определяют совместимость условий бурения по пластовым ( поровым) давлениям и давлению гидроразрыва и количество обсадных колонн для крепления скважин. [13]

Одной из важнейших задач, решаемых при бурении скважин на нефть и газ, является вскрытие продуктивных пластов без нарушения их естественной проницаемости и последующее их разобщение колоннами обсадных труб с цементированием кольцевого пространства. Количество обсадных колонн , их диаметры, глубина спуска и высота подъема цементного раствора в кольцевом пространстве определяют конструкцию скважины. [14]

Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважины обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн . [15]

Обсадная колонна (труба)

Обсадная колонна - это труба, применяемая в скважинах для изоляции ствола скважины от пластовых флюидов и укрепления стенок ствола скважины.

Обсадные трубы, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, чаще всего изготовляются из стали с двумя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые c раструбным концом).
Резьба труб выполняется конического, треугольного или специального трапецеидального профиля.
Для создания герметичности при высоких давлениях нефти и газа (более 30 МПa) применяются соединения с уплотнительными элементами.

Цементирование обсадной колонны скважины и тампонаж

Цементирование обсадной колонны - одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит долговечность и дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.
Цементирование - закрепление обсадной колонны на стенке ствола скважины и отсечение избыточных флюидов от попадания в ствол скважины посредством нагнетания цементного раствора по обсадной трубе и вверх по кольцевому зазору.
Это процесс закачивания тампонажного раствора в пространство между обсадной колонной и стенкой скважины.
Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика).

Рис 1. Схема этапов выполнения 1- циклового цементирования обсадной колонны:I - начало подачи цементного раствора в скважину, II - подача закачанной порции цементного раствора по обсадной колонне, III - начало продавки в затрубное пространство, IV - окончание продавки;
1 - манометр, 2 - цементировочная головка, 3 - верхняя пробка, 4 - нижняя пробка, 5 - цементируемая обсадная колонна, 6 - стенки скважины, 7 - стоп-кольцо, 8 - продавочная жидкость, 9 - буровой раствор, 10 - цементный раствор.

колонну обсадных труб периодически расхаживают,
непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, ее устанавливают на 1-2 м выше забоя, оборудуют цементировочной головкой,
закачивают расчетный объем цементного раствора.

Многоступенчатое цементирование
Многоступенчатое цементирование - цементирование нескольких горизонтов (интервалов) пласта за обсадной колонной скважины с использованием соединений с отверстиями.
При этом, обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине.

Распространено 2-ступенчатое цементирование - раздельное последовательное цементирование 2 х интервалов в стволе скважины (нижнего и верхнего).

позволяет снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента,
существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания;
уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве;
избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервале, что позволяет эффективнее подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала.

Рис. 2 Заливочная муфта для ступенчатого цементирования:
а - при цементировании первой ступени, б - при цементировании второй ступени;
1 - корпус, 2 - верхнее седло, 3 - верхняя втулка, 4 - заливочные отверстия, 5 - нижнее седло, 6 - нижняя втулка

Для проведения 2-ступенчатого цементирования в обсадной, колонне на уровне, соответствующем низу верхнего интервала, устанавливают специальную заливочную муфту (рис. 2).

Подготовку скважины аналогична 1- ступенчатому цементированию.
После промывки скважины и установки на колонну цементировочной головки приступают к закачке 1 й порции цементного раствора, соответствующей цементируемому объему 1 й ступени. Закачав нужный объем цементного раствора, в колонну вводят верхнюю пробку 1 й ступени, которая проходит через заливочную муфту (рис. 2, а).
Продавочной жидкостью вытесняют раствор в затрубное пространство.

После закачки объема продавочной жидкости, равного внутреннему объему обсадной колонны в интервале между заливочной муфтой и упорным кольцом, освобождают находящуюся в цементировочной головке нижнюю пробку 2 й ступени.
По достижении заливочной муфты, пробка садится во втулку, резко понижая давление нагнетания, но под давлением смещает ее вниз, открывая сквозные отверстия в муфте (рис. 2, б). .

При использовании способа непрерывного цементирования, тампонажный раствор для цементирования второй ступени закачивают тотчас за нижней пробкой второй ступени.
2-ступенчатое цементирование с разрывом - после открытия отверстий в заливочной муфте возобновляют циркуляцию бурового раствора, а тампонажный раствор 2 й ступени подают в скважину спустя некоторое время, к примеру, после схватывания раствора 1 й порции.

Цементирование хвостовика.
После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки.
Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой.
Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца.
При этом давление в бурильных трубах резко возрастет.
Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления.
После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора.
Через 16-20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.
Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения 2 го ствола - испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

Тампонаж
Тампонирование (цементирование) скважин - технологический процесс упрочнения затрубного пространства и обсадной колонны от разрушающего действия горных пород и грунтовых вод.
В процессе цементирования заданный интервал заполняется раствором вяжущих материалов (цемента), который в состоянии покоя превращается в прочный непроницаемый камень.
Используется специальный тампонажный цемент - модификацию портландцемента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.
В состав цемента введены добавки, замедляющие его застывание.

Элементы оснастки низа обсадной колонны

В конструкцию низа обсадных колонн входит технологическая оснастка для успешного спуска обсадных колонн и цементирования скважин, разобщения пластов и эксплуатации скважин.

крепление стенок скважины после бурения,
перекрытие и изоляция друг от друга нефтеносных, газоносных, водоносных пластов и пропластков.

Элементы низа обсадной колонны:

Переводники для перехода с замковой резьбы на резьбу обсадных труб предназначены для соединения колонны бурильных и обсадных труб. Представляют собой сочетание муфтового замка с ниппельным концом обсадной трубы.
Направляющие пробки, предназначенные для правильного направления спускаемой обсадной колонны по стволу скважины, изготавливают из серого чугуна. Применяют бетонную направляющую пробку ПБН, состоящую из металлического корпуса и бетонного наконечника.
Цементирующие пробки - для продавки и разделения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн нефтяных и газовых скважин;
Упорное кольцо (кольцо «стоп»), изготовляемое из серого чугуна, предназначено для установки цементировочной пробки на заданной глубине и получения четкого сигнала об окончании продавки цементного раствора.
Башмак, предназначен для придания жесткости низу обсадной колонны, для направления труб по стволу скважины и защиты от повреждения при спуске. Представляет собой толстостенный стальной патрубок.
Обратный клапан применяют для облегчения спуска колонны обсадных труб.
Скребки - удаляют в процессе спуска и подъема обсадной колонны глинистые отложения со стенок скважины перед цементированием. Бывают пружинные, тросовые, корончатые;

Рис. 1. Башмачные направляющие пробки: а - деревянная; б - бетонная; в - чугунная; г - стальная - паук; 1 - башмак/

Башмак.
Существует 2 типа башмака:
- БП - с направляющей чугунной пробкой, поставляемый свинченным с направляющей пробкой.
- Б - с фаской без направляющей пробки (короткий патрубок с боковыми отверстиями).
Башмак колонны устанавливается на первой трубе для предупреждения смятия торца нижней трубы обсадной колонны при спуске в скважину и представляет собой толстую короткую (0,5 м) трубу.
Наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а внутренний Ø - внутреннему Ø обсадной трубы.
На башмаках клеймением наносят маркировку с указанием товарного знака завода - изготовителя, условного обозначения башмака, порядкового номера и даты выпуска.

Пробка.
Башмачная направляющая пробка крепится к башмаку обсадной колонны и служит направляющей при ее спуске.
Без направляющей пробки башмак колонны при спуске срезает со стенок скважины глинистую корку и породу.
В результате загрязняется ствол скважины и закупоривается нижняя часть колонны.
Из-за образования патронных сальников или невозможности продавить промывочную жидкость обсадную колонну нередко приходится поднимать из скважины.
Применяют несколько типов направляющих пробок: деревянные, бетонные и чугунные (рис. 1).
Деревянные пробки бывают 2 видов: крестообразные, изготовляемые из 8. 10 см сосновых досок на гвоздях; точеные - из дерева крепких пород (Рис. 1 а).
Бетонные пробки отливают в специальной форме, смесь прочно прихватывается к башмаку (Рис. 1 б).
Такие пробки легко разбуриваются.
Чугунные пробки имеют 1 центральное и 2 боковых отверстия (Рис. 1 в).
В башмаке они крепятся на резьбе.
Чугунные пробки обладают высокой механической прочностью и в то же время сравнительно легко разбуриваются.
Башмачный патрубок с отверстиями используют, когда существует опасность забивания промывочных отверстий направляющей насадки.

Иногда при спуске эксплуатационных колонн или хвостовиков вместо башмака с направляющей пробкой обсадная колонна заканчивается «пауком» (Рис. 1 г).

Рис. 2. Тарельчатый клапан: 1 - стержень; 2 - пружина; 3 - седло клапана; 4 - тарелка

Обратный клапан.

Функции:
- для облегчения спуска колонны обсадных труб
- предотвращают заполнение обсадной колонны буровым раствором при спуске ее в скважину, что в конечном счете уменьшает нагрузку на вышку;
- препятствуют обратному перетоку цементного раствора, из кольцевого, заколонного пространства в обсадную колонну.
- для непрерывного наполнения спускаемой колонны промывочной жидкостью,
- способствует частичной промывке и очищению заколонного пространства скважины.
Наиболее простой и распространенный тарельчатый клапан (рис. 2) состоит из седла клапана 3, ввинчиваемого в муфту, тарелки 4, стержня 1 и пружины 2.
Пружину затягивают при помощи гайки и контргайки.

Рис. 3. Обратный дроссельный клапан: I - корпус; 2 - нажимное кольцо; 3 - разрезная шайба; 4 - резиновая диафрагма; 5 - упорное кольцо; 6 - шар; 7 - ограничитель; 8 - эластичная мембрана; 9 - дроссель/

Используются также шаровые и дроссельные обратные клапаны (рис. 3).
Обратные клапаны устанавливаются на расстоянии 2. 12 м от башмака.
При спуске обсадных колонн значительной длины или хвостовиков устанавливаются два обратных клапана на расстоянии 8. 12 м друг от друга.
В скважинах с возможными газопроявлениями обратные клапаны устанавливают вне зависимости от глубины спуска колонны во избежание газового выброса через колонну в процессе ее спуска и цементирования.
Обратный клапан перед спуском в скважину опрессовывают на давление, в 1,5 раза превышающее его рабочее давление.

Упорное кольцо
Так как обсадную колонну с обратным клапаном спускают порожней, то периодически (через 100. 200 м) следует доливать ее буровым раствором.
Если этого не делать, наружное давление может достигнуть критической величины, угрожающей или смятию колонны, или прорыву обратного клапана.
Упорное кольцо(кольцо-стоп) устанавливается для четкого фиксирования окончания процесса цементирования над обратным клапаном (на расстоянии 6. 12 м).
Упорное кольцо изготавливается из чугуна в виде шайбы толщиной 12. 15 мм; диаметр отверстия делается на 60-75 мм меньше наружного Ø.
В некоторых случаях упорное кольцо имеет не 1 отверстие, а 2 или 4.

Кольца жесткости
Кольца жесткости служат для усиления отдельных интервалов обсадной колонны.
Их рекомендуется устанавливать на кондукторы и промежуточные колонны.
Для усиления нижней части обсадной колонны и повышения прочности соединения на нижние 4. 5 труб одеваются короткие (100. 200 мм) патрубки и закрепляются электросваркой. Изготавливаются они из обсадных труб следующего за данной обсадной колонной размера.

Рис. 4. Турбулизатор
Турбулизатор
Турбулизаторы способствуют лучшему замещению бурового раствора цементным в процессе цементирования обсадных колонн.
Турбулизатор (рис. 4) состоит из корпуса 1, неподвижно закрепляемого на обсадной трубе, упругими (обычно резиновыми) лопастями 2, наклоненными под углом 30. 50° к образующей оси. Лопасти изменяют направление восходящего потока промывочной жидкости и цементного раствора, способствуют образованию местных вихрей и разрушению структуры в застойных зонах. Для крепления на обсадной трубе служат спиральный клин 3.
Турбулизаторы целесообразно устанавливать в интервалах недостаточно хорошего центрирования колонны со сложной конфигурацией сечения ствола скважины, а также на участках с не очень большими кавернами.

Рис. 5. Центрирующий фонарь (центратор): 1 — обсадная труба; 2 — кольцо; 3 — отверстия для сварки; 4 — планки; 5 — упорное кольцо
Центраторы
Центрирующие фонари (центраторы) значительно улучшают вытеснение бурового раствора. Если обсадная колонна не отцентрирована в скважине, то цементный раствор не вытесняет буровой по всей площади кольца, а оставляет застойные зоны бурового раствора. Центрирующий фонарь (центратор) представляет собой устройство, центрирующее обсадную колонну в скважине, способствуя, таким образом, образованию более равномерного цементного кольца вокруг колонны.
Применяют центрирующие фонари (центраторы) двух видов: пружинные разборные (рис. 5) и жесткие неразборные.
Число фонарей на спускаемой обсадной колонне в каждом конкретном случае определяют мощностью интервала, в котором необходимо надежно разобщить пласты. Должно быть не менее двух направляющих фонаря над продуктивным горизонтом и столько же под ним. Размещать фонари следует равномерно в местах, где кавернограмма показывает отсутствие увеличения ствола скважины.

Рис. 6. Скребок
Скребки (рис. 6) применяют для удаления со стенок скважины фильтрационной глинистой корки при спуске обсадной колонны.
Их устанавливают на тех же участках обсадной колонны, что и центрирующие фонари (центраторы).
Наибольший эффект получается при совместном применении скребков и центраторов.

Цементирование обсадных колонн

Одним из наиболее важных процессов при разработке скважины для добычи нефти является цементирование обсадных колонн. Под этим процессом подразумевают заполнение определенного отрезка специальным раствором, который приготавливается на основе связующего вещества (чаще всего используется цемент, давший название процедуре). Вяжущий состав после затвердевания приобретает прочную структуру, надежно фиксирующую требуемый интервал обсадной колонны.

Цементирование обсадных колонн может проводиться разными способами, выбор которых осуществляется, исходя из цели и условий. Чаще всего процедура необходима в рамках следующих работ:

Изоляция отдельных пластов породы друг от друга при их вскрытии в ходе бурения скважины.
Подготовка и установка мостов, которые должны изолировать низ скважины.
Фиксация обсадных колонн в висячем положении и изоляция места за ними.
Изолирование пластов, обладающих поглотительной функцией.
Защита обсадной колонны от коррозийных процессов, которые начинаются при наличии в пространстве агрессивных составов и газов.

Что такое цементирование обсадных колонн скважины

Процедура цементирования осуществляется в несколько этапов и включает 5 ключевых работ. К ним относится создание раствора для тампонажа, закачка смеси в скважину, подача состава в пространство за колоннами, прерывающий интервал, во время которого состав застывает, и проверка готового результата на предмет качества. Сам процесс также может осуществляться разными методами, которые отличаются особенностями подачи цементной смеси в пространство за обсадной колонной и применяемой техникой.

Заливка цементного раствора в область за колонной может осуществляться двумя методами:

Раствор помещается в саму обсадную колонну, после чего проходит ее по длине до башмака, откуда заливается в промежуток за трубами, а затем заполняет его снизу. Данный процесс называется прямым цементированием, будучи определенным аналогично процедуре промывки скважинного ствола для нефтедобычи.
Раствор для тампонажных работ подается непосредственно в пространство за колонной, после чего заполняет место сверху. Этот вид подачи смеси называется обратным цементированием.

Выбор оборудования осуществляется в соответствии с определенным способом и технологией.

Способы цементирования обсадных колонн

Наиболее частыми методами, применяемыми для цементирования этих элементов в скважине, являются следующие виды:

Обработка в один цикл с 2 пробками. Этот способ известен с 1905 года и заключается в следующем: после окончания подготовки в колонну помещается специальная, оснащенная каналом пробка. Сверху на трубу устанавливается головка для цементирования, после чего заливается раствор для тампонажа. Когда он полностью заполняет пространство, пробка, расположенная сверху, высвобождается, после чего в колонну осуществляют подачу вещества для промывки, и под ее избыточным давлением пробка продавливает вниз раствор цемента. Из-за высокого веса раствор выталкивает более легкую жидкость для промывки. По достижении нижней пробкой низа показатели давления становятся повышенными, диафрагма перекрытия в ней разрушается, а раствор устремляется в пространство за трубой.
Обработка обсадной колонны в два цикла. Способ подразумевает последовательную процедуру обработки двух интервалов (сверху и снизу). Метод более удобен тем, что дает возможность уменьшить пластовое давление, если уровень поднятия смеси слишком высок, снизить процент загрязнения смеси, которое может произойти при соединении с жидкостью для промывки, не допустить термического влияния на качество цемента. Метод обработки двухциклового типа может проводиться по двум алгоритмам: согласно первому, заливка проводится за нижней пробкой, а по второму циркуляция раствора для бурения начинается заново после открытия муфты, а раствор для тампонажа подается внутрь по истечении времени, требуемого для затвердевания уже залитой смеси.
Манжетный метод. Он используется в случае, если требуется предотвратить загрязнение продуктивного слоя цементом, обладающего низким уровнем давления. Метод подразумевает установку муфты с отверстиями напротив нижней точки отрезка колонны, чтобы через нее был пропущен раствор в пространство за обсадной трубой. В ходе заливки манжета расправляется и закрывает трубу так, что раствор только продвигается наверх, а ниже уровня муфты ставится клапан, закрывающий доступ в расположенный ниже сегмент.
Обратное цементирование. При данном методе раствор заливается сразу в пространство за обсадной колонной, а раствор для бурения, который находился там, попадает в трубы и по ним поступает на поверхность земли. Данный способ цементирования достаточно сложен с технической точки зрения.

Технология цементирования обсадных колонн

Технология, по которой осуществляются процессы, формировалась в течение многих лет и в настоящее время продолжает подвергаться модернизации и изменениям. Сегодня она включает ряд опробованных на практике норм, проводится по определенным правилам. В конкретных случаях технологию следует уточнять; это зависит от конструкции ствола, технического состояния скважины, длины отрезка для цементирования, геологических особенностей местности, степень технической подготовки и других факторов.

Использующаяся технология должна создавать условия для следующих процессов:

Цементирование отрезка колонны по всей длине.
Полноценное замещение вещества для промывки раствором для тампонажных работ по длине выбранного отрезка.
Защита смеси от загрязнений, в том числе попадания жидкости, которая используется при промывке.
Создание цементной твердой основы высокой прочности, хорошо сцепленной со стенками ствола и трубами.

В ходе разработки выбирается подходящий материал для тампонажной смеси, которая готовится по специальному рецепту, определяется способ заливки и продавливания, общую длительность работы и отдельных процедур.

Цементирование скважин

Читайте также: