Проверка высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве

Обновлено: 15.05.2024

Расчёт параметров цементирования

Расчёт параметров цементирования производится по методике изложенной в методическом пособии "Расчёт параметров цементирования обсадных колонн" под редакцией Редутиннског Л. С [13].

Обосновывается способ цементирования.

Под способом цементирования понимается схема доставки тампонажной смеси в затрубное пространство. Поэтому признаку выделяют несколько способов цементирования обсадных колонн: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый, манжетный, обратный, цементирование "хвостовиков" и секций.

Среди перечисленных способов цементирования наилучшей технологичностью обладает способ прямого одноступенчатого цементирования, к тому же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения. Поэтому способ одноступенчатого цементирования всегда предпочтительнее других способов, если применение последних не вызывается необходимостью по горнотехническим условиям.

Способ прямого двухступенчатого цементирования целесообразно использовать:

При наличии зон поглощений в нижележащих пластах.

При наличии резко различающихся температур в зоне подъема цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части.

В случае невозможности одновременного вызова на буровую большого числа цементировочных агрегатов.

Использование двухступенчатого цементирования позволяет значительно снизить давление на горные породы и предотвратить их гидроразрыв.

Манжетное цементирование применяют на месторождениях с низким пластовым давлением или сильно дренированных, подверженных гидроразрыву пластов. При данном способе исключается загрязнение продуктивного горизонта, находящегося ниже спецмуфты, тампонажной смесью.

При обратном цементировании ускоряется процесс доставки тампонажной смеси в затрубное пространство и снижается давление на горные породы. Этот способ находит широкое применение при цементировании обсадных колонн, перекрывающих пласты большой мощности, подверженные гидроразрыву при небольших перепадах давления, а также рекомендуется для заливки колонн небольшой глубины.

Необходимость в цементировании "хвостовиков" или секций обсадных колонн возникает, если в конструкции скважины предусмотрен спуск колонны в виде "хвостовиков" или секций [2].

Выбираем простейший, наиболее технологичный и распространенный на данном месторождении и в Западной Сибири способ прямого цементирования, который предполагает доставку тампонажной смеси в затрубное пространство через башмак обсадной колонны.

Проведем расчет для определения возможности одноступенчатого цементирования [15]. Такая возможность определяется из условия гидроразрыва пород и минимально возможного удельного веса гельцементного раствора, то есть, возможность регулирования удельного веса гельцементного раствора лежит в пределах:

где q_ГЦ МИН - минимально возможный удельный вес гельцементного раствора Н/м 3, q_ГЦ МАКС - максимально возможный удельный вес гельцементного раствора, при которой ещё не произойдет гидроразрыв пород Н/м 3.

Облегченный гельцементный раствор применяется для снижения гидростатического давления на горные породы. Практикой установлено, что достаточно удовлетворительные свойства цементного камня получаются при облегчении гельцементного раствора до удельного веса q_ГЦ МИН =1,32×10 4 Н/м 3.

Максимальный удельный вес гельцементного раствора, при которой ещё не произойдет гидроразрыв пород, определяется из выражения:

где q_СР- допустимое средневзвешенное значение удельного веса жидкости за колонной, Н/м 3 ;

h_БР- расстояние от устья скважины до уровня тампонажной смеси в затрубном пространстве, м;

h_{ГЦ -} высота столба гельцементного раствора, м;

h_ЦР- высота столба чистого цементного раствора, м; принимается - 550 м;

q_БР - удельный вес чистого цементного раствора из портландцемента и может быть принят 1,83×10 4 Н/м 3 .

Допустимое средневзвешенное значение удельного веса жидкости за колонной определяется из выражения:

Таким образом, из выражения (2.91) получается:

Так как q_ГЦ МАК C >q_ГЦ МИН , то цементирование обсадной колонны в одну ступень возможно. При этом значение удельного веса гельцементного раствора может быть принято по условию (2.90) в пределах 1,32…1,92×10 4 Н/м 3 .

Рассчитывается объем буферной и продавочной жидкостей и тампонажной смеси.

Объем тампонажной смеси определяется объемом затрубного пространства, подлежащего цементированию, и объемом цементного стакана.

где V_ЗП - объемом затрубного пространства, м 3 ;V_СТ - объемом цементного стакана, м 3 .При цементировании затрубного пространства часто используется тампонажная смесь разного состава. В частности, интервал эксплуатационного объекта цементируют чистым цементным раствором, а вышележащий интервал - облегченной тампонажной смесью (гельцементом).

где V ЗП _ЦР- объем цементного раствора в затрубном пространстве, м 3 ;V_ГЦ - объем гельцементного раствора, м 3 .Объем цементного раствора в затрубном пространстве составит:

где D- наружный диаметр обсадной колонны, м;

h_ЦР- высота столба цементного раствора, м.

V ЗП _ЦР=3,14/4× (0,2159 2 - 0,146 2 ) ×1,1 ×320 =7 м 3 .

Интервал гельцементного раствора располагается одной частью в необсаженном стволе, а другой в обсаженном. Поэтому объем гельцементного раствора определяется по выражению:

где h С _ГЦ - высота столба гельцемента в необсаженном стволе, м;

h О _{ГЦ -} высота столба гельцемента в обсаженном стволе, м;

D_В - внутренний диаметр предыдущей колонны, м.

По данным кавернограмм коэффициент кавернозности в интервале: 650 - 2785м К=1,7.

V_ГЦ=3,14/4× [ (0,2159 2 - 0,146 2 ) ×1,7 ×2135 + (0,2169 2 - 0,146 2 ) ×200] =77,2 м 3 .

Объем цементного стакана определяется внутренним объемом обсадной колонны в интервале от башмака до кольца "стоп" и находится по формуле:

где d_В - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

h_CT- высота цементного стакана, м.

Ориентировочную высоту цементного стакана принимается равной 30 м, исходя из условия 10 м на каждые 1000 м ствола скважины.

Общий объем цементного раствора составит:

Общий объем тампонажной смеси:

Рассчитывается удельный вес тампонажной смеси.

Компонентами чистого цементного раствора являются цемент и вода. В качестве цемента, согласно ГОСТ 1581-96 "Портландцементы тампонажные. Технические условия" используем портландцемент тампонажный бездобавочный для умеренных температур марки ПЦТ I- 100, так как облегчающих добавок не требуется, а температура на забое скважины составляет 94 0 С. Удельный вес цемента равен 3,12×10 4 Н/м 3 . В качестве жидкости затворения используем техническую воду, удельный вес которой 1,0×10 4 Н/м 3 . Весовое отношение воды к цементу в растворе описывает водоцементное отношение m=0,5 [13, стр.14].

Исходная формула для расчета удельного веса цементного раствора:

где q_Ц - удельный вес цемента, Н/м 3 ;

q_Ц - удельный вес технической воды, Н/м 3 .

По формуле (2.13.11) находим:

Компонентами гельцементного раствора являются цемент, вода, наполнитель (глинопорошок) и наполнитель (при необходимости). В качестве цемента используем портландцемент тампонажный ПЦТ I- 100, с удельным весом 3,12×10 4 Н/м 3 , в качестве жидкости затворения используем техническую воду, удельный вес которой 1,0×10 4 Н/м 3 . В роли наполнителя используем бентонитовый порошок с удельным весом 2,8 ×10 4 Н/м 3 .

Ранее было определено, что значение удельного веса гельцементного раствора находится в приделах 1,32…1,92 ×10 4 Н/м 3 . По табл.3.2.1 [13, стр.17] выбирается удельный вес гельцементного раствора равной 1,53×10 4 Н/м 3 и принимается значение глиноцементного отношения равным 0,33.

Водоцементное отношение находим по формуле:

где М - водоцементное отношение;

Б - глиноцементное отношение.

Окончательное значение удельного веса гельцементного раствора рассчитываем по формуле:

где q_{Н -} удельный вес наполнителя.

Таким образом получаем:

q_ГЦ= (1,23+1+0,33) / (1,23/1×10 4 +1/3,12 ×10 4 +0,33/2,8 ×10 4 ) =1,53×10 4 Н/м 3.

Определяется потребное количество составных компонентов для тампонажной смеси.

Для чистого цементного раствора необходимо найти количество цемента и воды. При принятом водоцементном отношении m количество цемента определяется следующим образом. В одном кубометре цементного раствора содержится цемента - r_Ц; воды - m×r_Ц, удельный вес 1 м 3 раствора составляет - q_Р. Тогда расход цемента на 1 м 3 раствора составит:

Расход воды на 1 м 3 раствора составит:

Потребное количество цемента для приготовления всего объема цементного раствора определяется по формуле:

Где К - коэффициент неизбежных потерь цемента при затворении, принимается 1,05.

Потребное количество воды для приготовления всего объема цементного раствора определяется по формуле:

Для гельцементного раствора необходимо найти количество воды, цемента и наполнителя (глинопорошка). При принятых значениях водоцементного и глиноцементного отношений находим количество цемента. В одном кубометре раствора содержится: цемента - r_Ц; воды - М ×r_Ц; глинопорошка - Б×r_Ц.

Расход цемента на 1 м 3 раствора составит:

r_Ц = 1,53×10 4 / (1+1,23 +0,33) =0,598 т/м 3 .

Расход воды на 1 м 3 раствора составит:

Расход глинопорошка на 1 м 3 раствора составит:

r_Н =0,33 × 0,598 = 0, 197 т/м 3 .

Общее количество цемента определяется как:

Общее количество воды определяется как:

Общее количество наполнителя определяется как:

На весь объем цементирования скважины суммарное количество цемента составит:

Суммарное количество сухого порошка (цемента и наполнителя) составит:

Рассчитывается объем продавочной жидкости.

Продавочная жидкость служит для вытеснения тампонажной смеси из обсадной колонны в затрубное пространство с помощью продавочной пробки.

В качестве продавочной жидкости используется буровой раствор, объем которого определяется по формуле:

где d_I- внутренний диаметр соответствующей секции обсадной колонны;

l_I- длина соответствующей секции (без учета цементного стакана);

К I - коэффициент, учитывающий сжатие пузырьков воздуха в продавочной жидкости и деформацию обсадной колонны (К I = 1,03).

Определяем тип и объем буферной жидкости.

Буферная жидкость закачивается в обсадную колонну перед тампонажной смесью и выполняет следующие функции:

Отделяет в затрубном пространстве тампонажную смесь от вышерасположенного бурового раствора, что препятствует их смешению. В противном случае при смешивании тампонажного и бурового растворов часто образуется трудно прокачиваемая смесь.

Очищает стенки скважины от глинистой корки, что в дальнейшем улучшает контакт цементного камня с породой.

Облегчает процесс вытеснения бурового раствора, обеспечивая большую степень замещения бурового раствора цементным.

Применение буферных жидкостей значительно повышает качество цементирования.

В качестве буферной жидкости используется двухпроцентный водный раствор триполифосфата натрия, удельный вес буферной жидкости составит 1,0×10 4 Н/м 3 .

Объем буферной жидкости должен обеспечить выполнение вышеперечисленных функций. Практикой установлено, что минимально необходимая высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве должна ориентировочно составлять 100 м на каждые 1000 м цементируемого интервала. Тогда минимальный объем буферной жидкости составит:

где h_БЖ МИН -минимально необходимая высота столба буферной жидкости, м.

V_БЖ МИН =3,14/4× (0,2159 2 - 0,146 2 ) ×1,7 ×3100/100=1,05 м 3

Так как q_БР>q_БЖ, то с увеличением столба буферной жидкости снижается гидростатическое давление и может произойти выброс. Поэтому находится максимальное количество закачиваемой в скважину буферной жидкости из условия отсутствия выброса:

где h_БЖ МАКС - максимальная высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве, м.Максимальная высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве находится по формуле:

h_БЖ МАКС = (10 -6 ×2825×1,08×10 4 - 28,5) / (10 -6 × (1,08×10 4 - 1,0×10 4 ) =2512 м.

По формуле (2.117) находится максимальный объем закачиваемой в затрубное пространство буферной жидкости:

V_БЖ МАКС =3,14/4× (0,2159 2 - 0,146 2 ) ×1,7 ×2512=87м 3 .

Номинальный объем буферной жидкости должен находится в пределах между минимальным и максимальным значениями:

Ориентировочно номинальный объем буферной жидкости может быть найден из выражения:

где h_БЖ- высота столба буферной жидкости и находится по выражению:

где V-скорость восходящего потока равная 2 м/с;

t- время контакта буферной жидкости со стенками скважин равное 600 секунд.

Тогда по формулам (2.121) и (2.120):

V_БЖ =3,14/4× (0,2159 2 - 0,146 2 ) ×1,7 ×1800=61 м 3

По условию (2.119)

Так как условие (2.119) выполняется, то принимается объем буферной жидкости равным 61 м 3 .

Выбирается тип и количество цементировочного оборудования.

При цементировании обсадных колонн в качестве основных технических средств используются цементировочные агрегаты, предназначенные для доставки тампонажной смеси в затрубное пространство, и смесительные машины для ее приготовления. В качестве дополнительных средств используются станции контроля цементирования СКУПЦ - К, блок манифольдов, в зимнее время так же используются парогенераторная установка. Их характеристики представлены ниже [14].

Установка блока манифольдов УМК - 70К:

Максимальное давление, МПа:

в напорном коллекторе 70;

в раздающем коллекторе 2,5.

на напорном коллекторе 6;

на раздающем коллекторе 8;

на отходящих к устьевой головке 2.

Номинальный диаметр отводов, мм 50.

Гидроманипулятор, подъемный момент, кН·м 75.

Парогенирирующая установка МПУ - 05/07:

На базе автомобиля КамАЗ - 43101 и Урал - 4320.

Производительность по пару, кг/час 500.

Температура пара, 0 С 170.

Давление пара, МПа 0,7.

Габаритные размеры, мм 8270х2500х3500.

Масса не более, кг 15100.

Определяем тип цементировочного агрегата.

Цементировочный агрегат должен обеспечить следующее давление:

где Р_ЦА - давление, развиваемое цементировочным агрегатом, МПа;

Р_ЦГ- максимальное давление на цементировочной головке, равное гидравлическим сопротивлениям при цементировании обсадной колонны, МПа.

Максимальное давление на цементировочной головке можно записать в виде выражения:

где DР_ГС - гидростатическое давление, возникающее из-за разности плотностей жидкости внутри колонны и затрубном пространстве, МПа;

Р_ГД - давление, необходимое для преодоления гидродинамических сопротивлений при движении жидкости внутри колонны и затрубном пространстве, МПа;

Р_СТ- дополнительное давление, возникающее при посадке продавочной пробки на кольцо "стоп" (Р_СТ=2,0 МПа).

Разность давлений от составного столба жидкости за колонной Р_ГС ЗП и внутри колонны Р_ГС ТР равна гидростатическому давлению DР_ГС:

Гидродинамические сопротивления Р_ГД определяется суммой сопротивлений при движении жидкости внутри обсадной колонны и в затрубном пространстве:

где Р_ГД ТР - гидродинамические сопротивления при движении жидкости внутри обсадной колонны, МПа;

Р_ГД ЗП - гидродинамические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве, МПа.

По формуле Дарси - Вейсбаха:

где l_ТР и l_ЗП- соответственно коэффициенты гидравлических сопротивлений в трубах и затрубном пространстве (l_ТР =0,02; l_ЗП=0,035);

q_ТР и q_ЗП - соответственно плотности прокачиваемой жидкости внутри колонны и в затрубном пространстве (q_ТР = q_БР;q_ЗП = q_СР), Н/м 3 ;

V_ТР и V_ЗП - соответственно: скорости движения потока жидкости внутри труб и в затрубном пространстве (V_ЗП =1,5 м/с), м/с;

S_ЗП и S_ТР- соответственно площади затрубного пространства и внутренней полости трубы, м 2 ;

D_С, D, d - соответственно: диаметр скважины, наружный и внутренний обсадных труб.

Определяем скорость движения потока жидкости в затрубном пространстве по формуле:

Таким образом, по формулам (2.126) и (2.127):

По формуле (2.125):

Таким образом, по формуле (2.123) определяется максимальное давление на цементировочной головке:

Необходимое давление цементировочного агрегата определяется по условию (2.122):

Такое давление обеспечит цементировочный агрегат АЦ - 32, который имеет следующие характеристики:

Полезная мощность, квт 108.

Насос поршневой цементировочный НПЦ - 32.

максимальное давление, МПа 32;

максимальная подача, л/с 23.

Насос водяной ЦНС - 38 - 154;

максимальное давление, МПа 15;

максимальная подача, л/с 10.

Двигатель привода водяного насоса ГАЗ - 52А.

Емкость мерного бака, м 3 6,4.

Емкость бака для затворения цемента, м 3 0,25.

Рассчитывается количество цементировочных агрегатов.

Количество цементировочных агрегатов должно обеспечить необходимую производительность закачки и продавки тампонажной смеси. В свою очередь необходимая производительность цементирования задается из двух условий:

Из условия создания требуемой скорости восходящего потока в затрубном пространстве;

Из условия заданного времени цементирования.

Руководящие документы рекомендуют при цементировании эксплуатационных колонн скорость восходящего потока равную 1,8…2,0 м/с.

Чтобы обеспечить рекомендуемую скорость, суммарная производительность цементировочных агрегатов должна составлять:

где S_ЗП - площадь затрубного пространства, м 2 ;

V_{ВП -} скорость восходящего потока в затрубном пространстве, м/с.

Требуемое число цементировочных агрегатов составит:

где q- производительность одного агрегата на скорости, при диаметре втулок, обеспечивающих необходимое давление, м 3 /с;

1 - резервный агрегат

Принимается число цементировочных агрегатов n_ЦА =6.

Исходя из условия заданного времени цементирования, находится потребная суммарная производительность цементировочных агрегатов:

где V_ТС и V_ПЖ- объемы тампонажной смеси и продавочной жидкости соответственно, м 3 ;

T_{Н. СХВ}- время от затворения тампонажной смеси до начала ее схватывания (для цемента ПЦТ I- 100 T_{Н. СХВ} =6300 с), с;

T_ДОП- дополнительное время, необходимое для вывода смесительной машины на рабочий режим и освобождение верхней продавочной пробки (T_ДОП=600с), с.

По формуле (2.130) находится требуемое число цементировочных агрегатов:

Принимается число цементировочных агрегатов n_ЦА =4

Окончательное число цементировочных агрегатов принимается по наибольшему из полученных значений, то есть n_ЦА =6.

Выбираются смесительные машины.

Смесительные машины (агрегаты) предназначены для приготовления тампонажных смесей путем смешивания жидкости затворения и твердой фазы, транспортировки сухого порошка, а также могут быть использованы для приготовления глинистого раствора. Главными составными элементами смесительной машины являются бункер с загрузочным и подающим шнеками и гидросмесительная воронка.

Принимается цементосмесительная машина типа УС - 6 - 30, которая имеет следующие характеристики:

Транспортная грузоподъемность, т 18…20.

Вместимость бункера по сухому цементу, т 30.

Объем бункера, м 3 20.

По количеству необходимого сухого порошка, затариваемого в смесительные машины, их количество определяется из выражения:

G₁ - грузоподъемность одной смесительной машины, т.

Расчетные данные, полученные в этом разделе, заносятся в паспорт крепления скважины.

Рассчитывается технологический режим цементирования скважины.

В процессе цементирования в различные периоды времени давление, необходимое для прокачивания жидкостей, не остается постоянным. Отсюда возникает задача расчета давлений на цементировочной головке для разных этапов цементирования и подбора развиваемых агрегатом давлений, то есть подбора скоростей работы агрегата на соответствующих этапах.

Работу цементировочных агрегатов на различных скоростях можно определить, построив график давлений на цементировочной головке в реальных значениях.

Так как объем тампонажной смеси больше внутреннего объема, то на графике выделяются три характерные точки А, Б, С, значения которых определяются в координатах "давление - объем" рис.2.7

Точка А соответствует началу закачки тампонажной смеси (закачка буферной жидкости в данном случае не учитывается). Координата "давление" будет соответствовать гидродинамическим сопротивлениям, то есть Р А _ЦГ=Р_ГД=5,6 МПа.

Точка Б означает, что обсадная колонна заполнена тампонажной смесью на весь объем. От сюда следует, что объем для точки Б равен внутреннему объему обсадной колонны V_Б =V_ВН =42,4 м 3 . Давление в этой точке будет минимальным и равным:

Р Б _ЦГ =5,6 - 11,6 = - 6 МПа.

Точка В соответствует концу продавки тампонажной смеси. Объем в этой точке равен суммарному объему закаченной тампонажной смеси и продавочной жидкости:

Давление в точке В соответствует максимальному давлению в конце продавки (без учета давления для получения сигнала "стоп"):

Помимо характерных точек выделяются также и вспомогательные точки, характеризующие процесс цементирования с применением конкретного цементировочного оборудования и обусловленный исходными значениями.

Таких точек выделено пять: точка 1 соответствует началу работы одного агрегата на IV скорости по закачке в скважину чистого цементного раствора, точка 2 соответствует началу работы агрегатов на IV скорости по закачке продавочной жидкости, точка 3 соответствует началу работы агрегатов на III скорости по закачке продавочной жидкости, точка 4 соответствует началу работы агрегатов на II скорости по закачке продавочной жидкости, точка 5 соответствует началу работы одного агрегата на II скорости по продавке 2% от объема продавочной жидкости.

По графику определяем объемы тампонажной смеси и продавочной жидкости закачиваемые при разных режимах работы цементировочных агрегатов.

При цементировании скважины используем цементировочные агрегаты АЦ-32 с диаметром втулок поршневого цементировочного насоса НПЦ-32 равным 125 мм. Характеристика работы агрегата, имеющего втулки такого диаметра приведены в табл.2.15.

При расчете времени цементирования и времени начала схватывания тампонажной смеси необходимо соблюдение условия:

Время закачки порции тампонажной смеси на определенной скорости работы цементировочного агрегата определяется по формуле:

где V_TC IV - объем тампонажной смеси закачиваемой на IV скорости ЦА;

n IV - число одновременно работающих агрегатов.

Таблица 2.15 Характеристика работы агрегата АЦ - 32 с диаметром втулок поршневого насос НПЦ-32 равным 125 мм

Скорость наоса	Производительность насоса Q, л/с	Рабочее давление, МПа
I	2,3	24
II	4,3	19
III	8,1	10
IV	14,5	6

Рассчитывается число применяемых агрегатов на каждом этапе цементирования и заносится в табл.2.16.

Таблица2.16 Режимы работы цементировочных агрегатов

Вид жидкости	Объем, м 3	Число агрегатов	Скорость агрегата	Время закачки, сек
Буферная	61	5	IV	842
Тампонажная (гельцемент)	77,2	5	IV	1065
Тампонажная (цементный раствор)	7,4	1	IV	510
Продавочная	2,2 14,2 26,8 0,9	4 4 4 1	IV III II II	38 438 1558 210

По условию (2.136):

1065+510+38+438+1558+210+600 <0,75 ×6300

Условие выполняется, следовательно расчет проведен правильно и режимы работы цементировочных агрегатов выбраны точно.

Цемент тампонажный

Тампонажный цемент - это разновидность портландце­мента с повышенными требованиями к минералогическому составу клинкера.

Используется при разведочном и эксплуатационном бурении неф­тяных и газовых скважин, и при капитальном ремонте скважин (КРС) для цементи­рования нефтяных скважин, целью которого является изолиро­вание продуктивных нефтеносных слоев от водоносных, а также отделение нефтеносных слоев друг от друга при многопластовых залежах нефти.

Цементирование (там­понирование) - важная операция техпроцесса бурения; качество цементирования часто определяет эффективность эксплуатации скважины, а при разведочном бурении - возможность правильной оцен­ки запасов продуктивных нефтеносных слоев в исследуемом месторождении.

Замес и заливку раствора производя механическим способом, подача в скважину осуществляется насосной установкой.

Операция цементирования скважины:

- опускание в скважину ко­лонны обсадных стальных труб разного диаметра;

- заполнение образовавшегося кольцевого пространство между стенками скважины и наружным диаметром труб быстротвердеющим цементным раствором.

Методы цементирования скважин:

- цементирование через заливочные трубы при ремонтных работах,

- мно­гоступенчатая заливка и тд.

Многообразие методов связано с особенностями место­рождений, характером расположения про­дуктивных и водоносных слоев, структуры коллекторов и др.

Прямое цементирование - наиболее распространенный метод:

- колонну стальных труб опускают на рассчи­танную глубину и подвешивают;

- через колонну подается глинистый раствор для промывки сква­жин перед цементированием;

- спуск колонны после промывки на нижнюю пробку с цент­ральным отверстием, закрытие стеклянной пластиной. Пробка плотно прилегает к стенкам труб;

- на опу­щенную пробку в колонну быстро накачивается с по­мощью цементировочных агрегатов цементный раствор в заранее рассчитанном объеме, после чего туда опуска­ют верхнюю глухую пробку;

- на верхнюю проб­ку накачивается под большим давлением глинистый раствор, в результате чего цементный раствор, заклю­ченный между нижней и верхней пробкой, движется вниз;

- когда нижняя пробка достигает заранее установ­ленного на обсадных трубах упорного кольца, повышается давление, и стекло нижней пробки раз­давливается;

- цементный раствор через образовавшее­ся отверстие проходит в забой и в затрубное кольцевое пространство, выдавливая находивший­ся в скважине после бурения глинистый раствор;

- когда верхняя пробка садится на нижнюю, что заметно по резкому повышению давления па манометре (устье скважины), движение глинистого раствора приостанав­ливается.

- после проверки высоты подъема цементного раст­вора в затрубном пространстве скважину оставляют в покое примерно на 18 час ( реже 48 час) до полного затверде­вания цемента. Зазор между стенкой скважины и на­ружным диаметром обсадных труб, заполненный це­ментным раствором, составляет примерно 15-50 мм;

- по истечении установленного срока твердения це­ментного раствора обсадную колонну испытывают на герметичность путем «опрессовки», при этом допускает­ся снижение давления на 0,5 МПа за 30 мин;

- после окончания этих операций и приобретения цементом не­обходимой прочности вскрывают продуктивный нефте­носный слой путем дальнейшего пробуривания цемент­ного камня на забое, либо пробивают отверстия, по ко­торым в скважину поступает нефть. Это осуществляет­ся с помощью пороховых либо торпедных перфораторов через стенки труб и прилегающий к ним цементный ка­мень. В результате перфорации в цементном камне об­разуются отверстия, по которым в колонну поступает нефть после понижения уровня жидкости в скважине при давлении ниже пластового давления нефти.

Особенности процесса цементирования:

- глинистый раствор отрицательно влияет на твердение цемента при их смешивании, ког­да цементный раствор проходит в затрубное простран­ство.

- перфорация цементного камня в скважине также влияет на его прочность, снижая ее в зависимости от многих факторов, в тч от вида перфорации пулевой или торпедной.

- скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве при це­ментировании должна составлять не менее 1,5 м/сек, что способствует лучшей очистке сте­нок скважины от глинистой корки и образованию более стойкого цементного кольца.

- нужно точно контролировать объемы цементного раствора и продавочной жидкости, закачиваемых в колонну, и изменение давления раствора. Экзотермия цемента способствует повышению этого давле­ния.

Условия службы тампонажного цемента в скважинах:

- осмотр и точное обследование состояния скважины невозможны, что затрудняет изуче­ние цемента в условиях службы;

- по мере углубления нефтяной скважины в ней повышаются температура и давление, что влияет на процесс цементи­рования и качество получаемого цементного камня. Повышение температуры с глубиной бурения неодинаково в разных нефтяных месторожде­ниях. При измерении тем­пературы в ряде скважин, значение геотер­мического градиента составило 16,5-18,3 м/град. Диапазон колебаний объясняется различной силой притока верхних и нижних вод, причем температура нефтяных пластов всегда ниже темпе­ратуры водоносных. В США на некоторых скважинах при глубине примерно 7 тыс м температура на забое до­ходила до 473 К при давлении 12,5 МПа.

- в скважине создается высокое давление в результа­те напора воды, газов, нефти, которое при повышенной температуре влияет на сроки схватывания цементного раствора и формирование цементного камня. Условия для твердения цемента в скважине сложные. Коллекторы имеют различную пори­стость, трещинноватость и кавернозность. Избы­точное давление, испытываемое пластом в результате гидростатического давления, создаваемого столбом промывочной жидкости, увеличивает естественные тре­щины в породе и может привести к уходу глинистого, а затем и цементного раствора при цементировании им скважины. При гидравли­ческом разрыве пласта (ГРП), переток пластовых вод с верхних па нижние водоносные горизонты - обычное явление. Бывают случаи обезвоживания цементного раствора из-за отсоса воды пористыми пластами породы.

Пластовые воды на многих месторождениях имеют высокую концентрацию солей.

Хлоркальциевые, хлормагниевые, сульфатно-натриевые, сульфатно-сульфидные воды оказывают коррозионное воздействие на цементный камень, осо­бенно при повышенных температурах и давлении, когда возможна существенная водопроницаемость це­ментного кольца.

Еще более влияет на условия службы в газовых скважинах происходящая после окончания цементиро­вания диффузия газа из пласта в скважину, часто вызывающая выбросы и фонтаны.

1 е опыты крепления обсадных труб для изоля­ции нефтяного пласта от водоносного путем цементиро­вания портландцементным раствором были выполнены в 1907-1908 гг и дали положительные результаты в сравнительно неглубоких скважинах.

Портландцемент того времени характеризовался сравнительно медленным схватыванием, низкой прочностью и грубым помолом, поэтому приходилось долго «выжидать», пока цемент­ный камень приобретет необходимую прочность.

Для ускорения процесса тверде­ния цемента использовался более тонкий помол цемента.

Важнейшие требованияе к качеству тампонажного цемента:

-цементный раствор (шлам) должен обладать достаточной текучестью, обеспечивающей возможность быстрого его закачивания в колонну труб, а затем продавливания в затрубное пространство:

- раствор должен оставаться подвижным определенное время, пока идет цементирование. Это достигается при ВЩ - 0,4-0,5. В зависимости от температуры скважины дифференци­руются сроки схватывания цемента.

- тампонажный цемент должен характеризоваться необходимой прочностью в первые 2 суток тверде­ния. Прочность затвердевшего цементного раствора в краткие сроки твердения должна обеспечить закрепле­ние колонны в стволе скважины, необходимую ее устой­чивость при разбуривании и перфорации, эффективную изоляцию от проницаемых пород. Прочность должна составлять не ме­нее 2,3 МПа и приближаться к 3,5 МПа при коэффи­циенте запаса прочности в 2-5.

- вязкость цементного раствора, характеризующая его текучесть. Цемент дол­жен обеспечить получение раствора хорошей текучести и оставаться подвижным в течение времени, необходи­мого для его закачки и вытеснения в затрубное прост­ранство при температуре и давлении, соответствующих дайной глубине. После закачки в скважину цементный раствор должен в кратчайший срок приобретать соот­ветствующую прочность и сохранять ее .

- цементный камень должен быть стоек по отношению к агрессивным пластовым водам на глубоких горизон­тах и водонепроницаемым, чтобы защитить продуктив­ные нефтяные пласты от пластовых вод и обсадную ко­лонну от проникновения корродирующих жидкостей, со­держащих большое количество различных солей, а за­частую и сероводород. В начальный период твердения цементный камень должен быть достаточно пластич­ным, чтобы при перфорации скважин в нем не образо­вались трещины, и вместе с тем достаточно долговеч­ным в условиях, когда ему приходится противостоять воздействию не только агрессивных пластовых вод, но и высокой температуры и давления. Необходимо учиты­вать и водоотдачу, которая вполне возможна при нали­чии проницаемых пластов, отсасывающих часть воды из цементного раствора. Это заметно снижает водоцементиое отношение, что влияет на вязкость и сроки схватывания цемента. Кроме того, серьезное значение имеет газопроницаемость цементного камня, особенно в газовых скважинах.

Цемент 1 й разновидности не может удовлетво­рять всем требованиям, связанным с различными усло­виями его работы в скважинах, поэтому цементная промышленность выпускает 2 основных ис­ходных вида тампонажного цемента:

- цемент, пред­назначенный для цементирования «холодных» скважин до 40 о С(295К);

- цемент, пред­назначенный для цементирования «горячих» скважин свыше 40 о С(348 К).

Требования к цементам для «холодных» и «горячих» скважин высоки. Стандарт регламентирует же­сткие пределы для сроков схватывания: начало не ра­нее 2 ч для применения цементов в «холодных» скважи­нах и не ранее 1 ч 45 мин для «горячих» скважин.

Ко­нец схватывания после затворения должен наступать в цементе для «холодных» скважин не позднее 10 час и в цементе для «горячих» скважин - не позднее 5 час.

Это время необходимо для того, чтобы успеть закачать це­ментный раствор в скважину и продавить его на нуж­ную высоту в затрубное пространство.

Предел прочно­сти при изгибе призм 4X4X16 см из цементного теста с В/Ц=0,5 должен составлять через 2 суток - при холодных скважинах-2,7 МПа, при горячих через 1 сутки - 3,5 МПа. Цементное тесто должно обладать такой растекаемостью, при которой расплыв образца в виде конуса из этого теста был бы не менее 180 мм.

К тампонажным цементам предъявляются такие же требования в отношении допустимого содержания SO₃ и MgO, а также по тонкости помола и равномерности изменения объема, что и к портландцементу.

К клинке­ру цемента для «холодных» скважин при измельчении можно добавлять: гранулированный доменный шлак (не более 20%), активные минеральные добавки (не более 12% массы цемента) или инертные добавки (не более 10%)-кварцевый песок или кристаллический известняк, в тч должен содержать повышенное количество трехкальциевого алюмината 10 - 13%, алита - до 50% для обеспечения нужной скорости схватывания раствора и повышенного уровня прочности его на ранних сроках твердения, а также повышенное содержание трехкальциевого силиката 57 - 60% в сочетании с пониженным содержанием С_зА 4 - 7%, дози­ровка гипса повышенная 3-3,5% so₃, что обеспечивает требуемую скорость схватывания, высокую активность цемента на ранних сроках твердения.

Тампонажный цемент для «холодных» скважин изготавливают главным образом путем тонкого помола (до удельной поверхности 3000-3500 cм 2 / 1 г клинкера).

Качественный тампонажный цемент должен быть так тонко помелен, чтобы во время просеивания его через сито № 008 не меньше 25% веса пробы проходило.

В целях замедления схватывания тампонажный це­мент для «горячих» скважин должен быть преимущест­венно низкоалюминатным. Он предназначается для службы при температуре примерно 348 К - Выпускают­ся тампонажные цементы, которые содержат 3-4% С₃А н пригодны как для «холодных», так для «горячих» скважин. Однако эти стандартизованные цементы не всегда позволяют обеспечить качественное цементиро­вание нефтяных и газовых Скважин, пробуриваемых зачастую в разнообразных сложных условиях. Так, на­пример, часто в глубоких и сверхглубоких скважинах температура на забое бывает выше 348 К, доходит и до 473 К при давлении до 70 МПа.

В скважинах многих нефтяных районов пластовые воды оказывают на цемент сильное корродирующее действие, цементный раствор поглощается трещинова­тыми или дренированными пластами. Для цементирова­ния скважины в таких условиях необходимы цементные растворы с плотностью, превышающей плотность про­мывочного глинистого раствора.

В других случаях тре­буются, наоборот, цементные растворы с пониженной плотностью для того, чтобы поднять цементный раствор па большую высоту. Специфические условия создаются в газовых скважинах, в которых наблюдается прорыв газа через цементное кольцо и резьбовое соединение об­садной трубы п др.

Для службы в таких специфических условиях разработаны специальные виды тампонажных цементов, эффективность которых подтверждена на практике (ГОСТ 1581-96), но производство ограничено.

Установка цементного моста

Цементный мост - это непроницаемая для газа, нефти и воды перемычка внутри скважины.

Установка цементных мостов - это технологическая операция, используемая при ремонтно-изоляционных работ при бурении, заканчивании и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Цементный мост - это непроницаемая для природного газа, нефти и воды перемычка внутри скважины.
Материал моста - цементная смесь.
Высота может составлять несколько 10 ков метров, что достаточно для надежной и непроницаемой разобщающей перемычки.

Назначение цементных мостов:

• изоляция водонапорных и непродуктивных горизонтов при испытании и ликвидации скважин;
• сохранение стабильного показателя давления воздуха в нижней части скважины;
  
• возвращение на вышерасположенный горизонт;
• изоляция зон поглощения или проявления;
• забуривание нового ствола;
• создание опоры для испытания пластов и секции обсадных труб;
• ликвидация каверн и желобных выработок
• проведение КРС.

• по долговечности,
• герметичности,
• прочности,
• несущей способности,
• по высоте и глубине нахождения.

Требования формируются на основе конкретных геолого-технических условий и назначения моста.
Несущая способность моста зависит от его высоты, наличия, состояния и толщины слоя глинистого раствора на колонне и фильтрационной корки на стенке скважин.

При установке цементных мостов в непоглощающих скважинах, прежде всего их промывают в течении 1,5-2 циклов для выравнивания плотностей промывочной жидкости в НКТ и в затрубном пространстве.
Приготовленный объем цементного раствора закачивают в НКТ и продавливают промывочным раствором до равновесия столбов жидкости в НКТ и затрубном пространстве.
Объем продавочной жидкости определяется следующим образом: путем деления объема закачанного в НКТ цементного раствора (в литрах) на объем одного метра эксплуатационной колонны (в литрах) определяют высоту столба, которую займет цементный раствор в колонне.
Затем эту величину вычитают из общей длины спущенной в скважину НКТ.

Полученную величину умножают на объем 1 м НКТ и определяют объем продавочной жидкости.

Башмак НКТ поднимают до верхней границы устанавливаемого моста и излишки цементного раствора вымывают.

Затем НКТ поднимают на 20-30 м, скважину заполняют и ожидают затвердевание цемента.

По истечении времени ОЗЦ проверяют глубину расположения моста и его прочность посадкой НКТ, а герметичность моста - опрессовкой.

Перед установкой цементных мостов в поглощающих скважинах (приемистость более 7 м 3 /(чМПа)) должны быть приняты меры по ограничению поглотительной способности пластов.

Для этого используют измельченные, закупоривающие материалы с размерами частиц 5-10 мм (древесные опилки, волокно и т.д.).

В качестве жидкости-носителя применяют глинистый раствор, водоцементная суспензия и водоглинистая суспензия.

Закачивание закупоривающего материала продолжают до восстановления полной циркуляции.

Читайте также:

  
• Каковы преимущества и недостатки легкого бетона
  
• Какой вес выдерживает подвес для гипсокартона
  
• Лампочка состоит из цоколя и
  
• Пропорции гранитной крошки и цемента
  
• Акт на укладку плитки