Процесс спуска обсадных колон и их цементирование называют креплением скважины Крепление скважины преследует надежное разобщение всех проницаемых горизонтов друг от друга и укрепление стенок скважины от осыпей и обвалов.
Верхние участки разреза представляют рыхлые наносные породы, которые легко размываются потоком бурового раствора, поэтому первый интервал скважины углубляют на длину 5-50 м и спускают первую от устья колонну труб большого диаметра, называемую направлением
После установки направления долотом меньшего диаметра скважину углубляют до пластов, сложенных прочными горными породами (50 - 400м) и спускают следующую колонну обсадных труб, называемую кондуктором. Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых верхних пород, разобщения и изоляции горизонтов, содержащих пресные питьевые воды. Он также служит основанием для монтажа оборудования, предупреждающего неуправляемые проявления из пластов нефти и газа в процессе бурения.
Кондуктор и направление цементируют до устья.
Углубив скважину до проектной глубины, ствол крепят колонной эксплуатационной, которая соединяет эксплуатационный объект в недрах земли с дневной поверхностью. Диаметр эксплуатационной колонны определяется дебитом скважины и способом эксплуатации.
Все колонны обсадных труб между эксплуатационной колонной и кондуктором называют промежуточными, имеющие техническое назначение. Необходимость спуска одной и более промежуточных колонн вызвана тем, что после кондуктора не всегда удается углубить скважину до проектной глубины из-за встречающихся осложнений (обвалы, поглощения, проявления газа, нефти, воды и других). Промежуточные колонны применяются сплошными или в виде "летучек". Летучками называют колонны, верхняя часть которых расположена ниже устья скважины. Для крепления используют также хвостовики", представляющие собой летучку, являющуюся продолжением обсадной колонны, чаще всего эксплуатационной.
Геологические и экологические условия обуславливают необходимость спуска нескольких обсадных колонн, но не менее двух - кондуктора и эксплуатационной колонны.
Количество обсадных колонн, глубина спуска и высота подъема цемента за колоннами, размеры труб и долот для бурения под каждую колонну называют конструкцией скважины (рис.9). Различают одноколонные и многоколонные по числу спущенных колонн, исключая направление и кондуктор.
Конструкция скважины должна обеспечить долговечность ее как технического сооружения, сохранность запасов полезных ископаемых, добычу продукции пласта на режимах предусмотренных проектами разработки, возможность проведения исследований и ремонтных работ в процессе эксплуатации скважины, отвечать требованиям охраны недр и окружающей среды, исключить возможность загрязнения горизонтов с пресными (питьевыми) водами и перетоков флюидов не только в период эксплуатации, но и после ликвидации скважин.
Количество колонн проектируют исходя из наличия зон, с несовместимыми условиями бурения. Условия бурения считаются несовместимыми, если при переходе из верхней зоны к бурению нижней, плотность раствора требуется изменить в таких пределах, что может привести к осложнениям (поглощение, проявление, осыпание) в верхней зоне. Для определения количества колонн в проектах на строительство скважин составляют совмещенные графики индексов давлений.
Рис.9. Конструкция скважины: 1 - обсадная труба; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.
Проектирование конструкции начинают с выбора диаметра последней эксплуатационной колонны исходя из условий эксплуатации скважины. Для бурения ствола под эксплуатационную колонну подбирают диаметр долота. Размер последующей колонны (снизу - вверх) должен обеспечить прохождение через нее долота, которым углубляется ствол под эксплуатационную колонну и так до первой колонны от устья.
Тампонажные цементы изготовляют на основе портландцементного клинкера и на основе доменных шлаков.
Портландцемент представляет собой порошок определенного минералогического состава, водная суспензия которого способна затвердевать как на воздухе, так и в воде. Для его производства смесь горных пород определенного состава, (содержащих в процентах окиси кальция СаО 60 - 70, кремния SiO2 17 - 25, алюминия Al2O3 3 - 10, железа Fe2O3 2-6 и некоторое количество других примесей), обжигают в специальных печах при температуре 1330 - 1400 0С, а затем полученный камень, именуемый клинкером, размалывают в мельницах в порошок. При помоле добавляют небольшое количество гипса, а также некоторое количество инертных или активных добавок. Расчетная плотность 3115 кг/м
Тампонажные материалы характеризуются свойствами сухого цемента, цементных растворов и затвердевшего камня. Свойство сухого цемента обусловлено составом клинкера, тонкостью помола и добавками при помоле. Цементный раствор - смесь воды (жидкости) и цемента в определенной пропорции, называемой водоцементным отношением (В: Ц). К свойствам раствора относят плотность, растекаемость, сроки схватывания, водоотдачу. К свойствам камня - прочность, проницаемость, стойкость к температуре и коррозии, пластичность, объемные изменения. Регулируют свойства растворов путем изменения В: Ц в определенных пределах, а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения.
Процесс цементирования заключается в нагнетании насосами во внутрь обсадной колонны цементного раствора, с последующим его вытеснением из обсадной колонны буровым раствором за колонну (кольцевое пространство между стенкой скважины и колонной). После завершения операции колонну оставляют в покое на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Качество цементирования (наличие цемента за колонной, сцепление с породой и трубами) определяют геофизическими методами.
Цементируют колонны цементировочными агрегатами (ЦА). Агрегат представляет собой транспортное средство, на площадке которого размещен поршневой насос высокого давления, блок подачи воды с центробежным насосом, мерные емкости и линии высокого давления.
Цементный раствор готовят смесительными машинами. В смеситель одновременно подается сухой цемент из бункера машины и вода центробежным насосом. Готовый раствор нагнетают поршневыми насосами.
Для обеспечения нормального спуска обсадной колонны в скважину и качественного цементирования, ее оснащают рядом приспособлений (колонная оснастка). На нижнюю трубу навинчивают патрубок с башмаком и направляющей пробкой, устанавливают обратный клапан, упорное кольцо и центрирующие фонари.
Существует несколько способов цементирования обсадных колонн - одноступенчатое, двухступенчатое, манжетное, обратное.
Рис. 10. Схема одноступенчатого цементирования: а - закачивание цементного раствора; б - начало закачивания продавочной жидкости; в - заключительная стадия продавливания цементного раствора; 1 - цементировочная головка; 2 - боковые отводы; 3 - цементный раствор; 4 - нижняя разделительная пробка; 5 - обсадная колонна; 6 - упорное кольцо; 7 - обратный клапан; 8, 9 - краны высокого давления; 10 - верхняя пробка; 11 - буровой раствор; 11, 12 - продавочная жидкость
Наиболее распространено одноступенчатое цементирование (Рис.10). с одной или двумя разделительными пробками. При одноступенчатом цементировании после спуска и промывки внутрь обсадной колонны устанавливают нижнюю разделительную пробку с диафрагмой 4, на верхний конец колонны навинчивают специальную цементировочную головку 1, боковые отводы 2 которой соединяют линиями с цементировочными насосами В цементировочной головке между верхними и нижними отводами устанавливают верхнюю глухую разделительную пробку. Насосами через нижние отводы цементировочной головки в обсадную колонну 5 нагнетают расчетный объем цементного раствора 3, после чего освобождают верхнюю разделительную пробку 10 и закачивают в колонну жидкость продавливания 11 через верхний отвод головки. Когда верхняя пробка войдет в обсадную колонну жидкость продавливания нагнетают через все отводы. Цементный раствор, продвигаясь по колонне, вытесняет из нее буровой раствор за колонну. Когда нижняя пробка дойдет до упорного кольца 6 помещенная в ней диафрагма под давлением разрывается и цементный раствор через башмак поступает в кольцевое пространство, поднимается по нему, вытесняя буровой раствор на дневную поверхность. Когда верхняя пробка достигнет нижней (упорного кольца), давление в колонне резко возрастет, что является сигналом окончания нагнетания жидкости продавливания. Обратный клапан 7 предотвращает возвратное поступление цементного раствора в колонну. Скважину оставляют в покое на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) при открытом устье.
Рис. 11. Схема манжетного цементировании
1. глухой диск, 2. башмак, манжета, 4. цементный раствор, 5. кольцевое пространство, 6. фильтр.
Рис. 12. Цементировочная головка 2ГУЦ-400
1. нижние отводы, 2. корпус, крышка, 4. гайка, 5. кран, 6. разделительная пробка, 7. стопор, 8. верхние отводы, 9,12. кран, 10. разделитель, 11. манометр.
При двухступенчатом цементировании интервал, подлежащий заполнению цементным раствором делят на две части. На границе раздела устанавливают специальную цементировочную муфту. Сначала цементируют нижнюю часть интервала через башмак колонны, затем верхнюю через отверстия муфты. Применяют, если в один прием цементирование невозможно из-за опасности разрыва пород, возникновения больших давлений во время продавливания цементного раствора и т.п.
Манжетное цементирование применяют в случае необходимости оставления нижнего интервала ствола скважины открытым без цемента (Рис.11).
Обратное. цементирование заключается в нагнетании цементного раствора не вовнутрь колонны, а за колонну.
Литература
1. Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков, Технология бурения нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 2001 - 679 с.
2. Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Заканчивание скважин. М. Недра, 2000 - 670 с.
3. В.М. Валовский, К.В. Валовский. Цепные приводы скважинных штанговых насосов. АОО "ВНИИОЭНГ", Москва 2004 - 492 с.
4. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Основы нефтегазового дела. Уфа. Дизайн Полиграф Сервис, 2001 - 544 с
5. Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М. Недра, 1988 - 302 с.
6. Л.П. Мстиславская, М.Ф. Павлинич, В.П. Филлипов. Основы нефтегазового производства. М. "Нефть и газ" РГУ нефти и газа, 2003 - 276с.
7. В.М. Муравьев. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1979-448 с.
8. Р.Х. Муслимов, К.М. Мусин, М.М. Мусин. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана. Казань, Новое Знание" 2000.
9. Н.А. Сидоров. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра, 1982 - 376с.
10. С.А. Султанов, Р.Х. Муслимов. Нефть - чудо природы. Казань, Татарское книжное издательство, 1987 - 160 с.
11. В.П. Тронов. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань, Академия Наук РТ, 2004 - 584 с.
12. В.П. Тронов. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань, "Фэн", 2002 - 408с.
13. С. Хисамов. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. Учебное пособие. Альметьевск, Татаиснефть, 2005 - 169 с.
14. Р.С. Хисамов, А.А. Газизов, А.Ш. Газизов. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. Москва ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003 - 568
15. Аналитический журнал НЕФТЕГАЗОВАЯ ВЕРТИКАЛЬ (НГВ) 2002-2006 гг.