Цементирование скважин

Цель цементирования скважин. Крепление скважин осуществля­ется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележа­щих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержа-щих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от корродирующего действия минерализованных вод, цирку­лирующих в недрах. Поэтому спущенные в скважину обсадные ко­лонны должны быть зацементированы путем закачки тампонаж-ного материала в кольцевое пространство между стенками сква­жины и обсадной колонны.

Методы цементирования скважин. Существует ряд методов це­ментирования скважин. К ним относятся: одно- и двухступенчатое цементирование, манжетное цементирование, цементирование хво­стовиков, цементирование под давлением. В зависимости от усло­вий залегания нефтяных или газовых пластов, степени их насы­щенности, литологического состава, проницаемости применяют тот или иной метод цементирования скважины.

Одноступенчатое цементирование скважин (од-ноцикловый способ) -- наиболее распространенный вид цемен­тирования.

Процесс цементирования заключается в следующем. После того как обсадная колонна спущена, скважину подготавливают к це­ментированию, промывая ее после спуска обсадной колонны труб. Для этого на спущенную колонну труб навинчивают цементиро­вочную головку и приступают к промывке. Промывку производят до тех пор, пока буровой раствор не перестанет выносить взве­шенные частицы породы, т. е. плотность бурового раствора, посту­пающего в скважину, и плотность бурового раствора, выходящего из нее, станут одинаковыми. При промывке необходимо фиксиро­вать давления на выкиде насоса.

После того как скважина промыта и вся арматура проверена (все линии от цементировочных агрегатов к цементировочной го­ловке должны быть спрессованы на давление, в 1,5 раза превы­шающее максимальное расчетное давление; давление опрессовки линий от агрегатов должно выдерживаться в течение 3 мин) приступают к приготовлению и закачиванию цементного раствора в скважину. Рекомендуется непосредственно перед началом затво-

рения цементной смеси произвести закачивание в колонну буфер­ной жидкости, в качестве которой наиболее широко используется вода и водные растворы солей КаС1, СаС1₂, и т.п., щелочей НаОН и ПАВ (сульфанол). Смешиваясь с буровым раствором, они разжи­жают его, уменьшают статическое и динамическое напряжение сдвига и вязкость. Объем буферной жидкости подсчитывается из условия допустимого снижения гидростатического давления на про­дуктивный пласт. После закачивания буферной жидкости в колонну опускают нижнюю пробку (рис. 10.11, я)*. Затем при помощи це-ментосмесителей и цементировочных агрегатов приготавливают це­ментный раствор, который агрегатами перекачки перекачивается в скважину. После закачки цементного раствора из цементировоч­ной головки продавливают верхнюю пробку (рис. 10.11, б), и це­ментный раствор движется между двумя пробками к башмаку ко­лонны (рис. 10.11, в).

Далее приступают к продавке цементного раствора вниз. Буро­вые насосы перекачивают глинистый раствор в тарированные мерники цементировочных агрегатов. При продавке цементного ра­створа ведется счет закачиваемой в колонну продавочной жидкости. Это делается для того, чтобы до прокачки оставшейся 0,5... 1,0 м³ продавочной жидкости перейти на один агрегат, которым и про­изводится посадка пробок на упорное кольцо (рис. 10.11, г). Этот момент характеризуется резким повышением давления на зали­вочной головке, так называемым «ударом». Величина «удара» за­висит от руководителя работ и обычно не превышает 0,5... 1,0 МПа сверх максимального давления, имевшегося перед моментом схож­дения пробок. На этом заканчивается процесс цементирования, и скважина оставляется в покое при закрытых кранах на головке на срок, необходимый для схватывания и твердения цементного раствора.

Двухступенчатое цементирование скважин ре­комендуется применять в следующих случаях:

если возникают трудности технического порядка, не позволя­ющие поднять уровень цементного раствора на требуемую высоту;

на забое скважины высокая температура, ограничивающая во времени проведение одноступенчатого цементирования;

затрубное пространство (для экономии цемента) требуется за­полнить цементом не сплошь, а раздельно, оставив промежуток между эксплуатируемыми объектами незацементированным.

Для проведения двухступенчатого цементирования скважины необходимо в обсадной колонне на некоторой высоте от забоя скважины установить специальную заливочную муфту (рис. 10.12).

* В некоторых нефтяных районах (например, Татарстане, Башкортастане и др.), где глубины скважин сравнительно небольшие, производят цементирование без нижней пробки.

Технологический процесс двухступенчатого цементирования протекает в следующем порядке. Обсадную колонну, с оборудо­ванным низом и заливочной муфтой, спускают в скважину и при обычной промывке подготавливают к цементированию. Перед спус­ком в скважину заливочная муфта должна быть опробована на поверхности. После подготовки скважины к цементированию прока­чивают расчетное количество первой порции глинистого раство­ра и опускают нижнюю цементировочную пробку (рис. 10.13, а).

Рис. 10.11. Стадии процесса цементирования с двумя пробками:

а — опускание нижней пробки; б— закачка цемента и опускание верхней пробки;

в — продавливание цемента к башмаку колонны; г — продавливание цемента

в заколонное пространство; 1 — цементный раствор

Рис. 10.12. Заливочная муфта, нижняя (а) и верхняя (б) пробки для двух­ступенчатого цементирования:

1 — переводник; 2 — кожух; 3 — вырезы под замок против вращения в нижнем цилиндре; 4, 11 — седло; 5— цилиндр нижний; 6 — резиновое кольцо; 7 — вырезы под замок против вращения в верхнем цилиндре; 8 — цилиндр верхний; 9 — выре­зы; 10 — предохранительное кольцо

За нижней пробкой прокачивают вторую порцию цементного ра­створа и спускают вторую (верхнюю) цементировочную пробку, которая продавливается вниз расчетным количеством глинистого раствора второй порции (рис. 10.13, б).

Первая (нижняя) цементировочная пробка, проталкиваемая жидкостью вниз, в определенный момент упирается своими пле­чиками в седло 4 (см. рис. 10.12) нижнего цилиндра заливочной муфты и под давлением столба жидкости и давления насосов сре­зает стопорные болты. Нижний цилиндр движется вниз до момен­та захода своих нижних выступов в вырезы переводника с муфты на обсадную колонну. Вследствие движения нижнего цилиндра вниз открываются цементировочные отверстия, и цементный раствор, расположенный над первой (нижней) пробкой, устремляется в затрубное пространство, а нижняя цементировочная пробка, плотно прилегая своими плечиками к седлу 4, под действием давления герметически закрывает нижнюю часть колонны — от заливочной муфты до башмака.

Таким образом заканчивается цементирование первой (нижней) ступени: цементный раствор первой порции поднят на заданную высоту от башмака колонны. Одновременно происходит процесс заливки второй ступени через цементировочные отверстия цемен­тировочной муфты.

Вторая (верхняя) цементировочная пробка, двигаясь вниз, упи­рается своими плечиками в седло 11 (см. рис. 10.12) верхнего ци-

линдра заливочной муфты, под действием давления срезает сто­порные болты верхнего цилиндра, цилиндр двигается вниз и пе­рекрывает цементировочные отверстия (рис. 10.13, в), в результате чего наступает момент удара «стоп», давление мгновенно подни­мается и цементировка колонны на этом заканчивается.

Для окончательного контроля удачного перекрытия цементиро­вочных отверстий, а также контроля (см. рис. 10.12) надежности выдерживания пружинным кольцом давления цементного раствора в затрубном пространстве, открывают кран цементировочной го­ловки на колонне, ранее закры­той в момент «удара» при дав-лении до 10 МПа и наблюдают за количеством вытекаемой жидкости из колонны и давле­нием на головке.

Если объем вытекшей жид­кости равен объему, занимаемо­му шлангом и нагнетательной линией, а давление мгновенно падает до нуля при истечении жидкости, то заливка второй ступени прошла удачно, и сква­жину оставляют в спокойном состоянии на период твердения цемента. После периода тверде­ния цемента снимают заливоч­ную головку, спускают буриль­ную колонну с долотом и раз­буривают пробки, промывают скважину до цементного стака­на в башмаке колонны и прове­ряют высоту подъема цемента первой и второй ступеней.

Двухступенчатый способ це­ментирования часто применяют с некоторыми изменениями, на­пример производят заливки с выдержкой во времени между за-творением первой и второй пор­циями цемента и т.п.

Рис. 10.13. Схема двухступенчатой заливки скважины: а —- опускание нижней пробки; б -опускание верхней пробки; в — окон­чание цементирования; 1 — цементный раствор; 2 — глинистый раствор

Рис. 10.13. Схема двухступенчатой заливки скважины: а —- опускание нижней пробки; б -опускание верхней пробки; в — окон­чание цементирования; 1 — цементный раствор; 2 — глинистый раствор

При нормальном цементиро­вании ствола скважины может возникнуть опасность зацемен-тирования малодебетных или сильно дренированных пластов, в результате чего резко снизится

производительность скважины. В этом случае нижняя часть эксплу­атационной колонны, в пределах нефтеносного и газоносного пла­ста, составляется из перфорированных труб — фильтра, т.е. про­изводится манжетное цементирование скважины.

Цементный раствор из обсадной колонны в затрубное про­странство скважины поступает через боковые отверстия в обсад­ных трубах, расположенных над фильтром. Ниже боковых отвер­стий внутри обсадной колонны на стыке труб устанавливается «прямой» клапан, открывающийся вверх и пропускающий жид­кость только снизу вверх, а снаружи устанавливают воронкооб­разную манжету. Назначение манжеты — преградить путь цементу вниз. Манжета представляет собой воронку, изготовленную из эла­стичного материала (брезента, кожи или т.п.), высотой 60...70 см, причем верхний диаметр манжеты несколько больше диаметра скважины.

При проведении двухступенчатого или манжетного цементи­рования обсадных колонн широко используются заколонные па-керы типа ПДМ (конструкция ВНИИБТ). Эти пакеры разрабо­таны и выпускаются для обсадных колонн диаметром 140; 146; 168 мм как с резинотканевыми, так и с резинометаллическими уплотнительными элементами. Пакер типа ПДМ опускают в сква­жину на обсадной колонне. При двухступенчатом цементирова­нии пакер размещают между ступенями цементирования, а при манжетном — над продуктивным пластом. Цементирование пер­вой ступени (ниже пакера) проводят через башмак обсадной колонны, цементирование второй ступени (выше пакера) -через цементировочные отверстия пакера с использованием вер­хней цементировочной пробки. Затрубное пространство пакеру-ют перед цементированием второй ступени путем раздувания уплотнительного элемента пакера жидкостью из обсадной ко­лонны. При манжетном цементировании скважины применяют верхнюю цементировочную пробку, а пакеровку осуществляют промывочной жидкостью или начальной порцией тампонажно-го раствора (рис. 10.14).

Цементирование хвостовиков осуществляется двумя способами: с разделительной цементировочной пробкой и без нее. При этом хвостовик спускается на бурильных трубах с помощью специальных переводников с левой резьбой (см. рис. 10.9).

Первый способ более совершенен. Так как диаметр хвостовика и бурильных труб, на которых его спускают, различны, для разде­ления цементного раствора и продавочной жидкости используют цементировочную пробку, состоящую из двух частей. Нижняя часть подвешивается в хвостовике на специальном патрубке с помощью штифтов. Верхняя — движется на колонне бурильных труб за це­ментным раствором (рис. 10.15). Когда верхняя часть пробки садит­ся в отверстие нижней пробки и перекрывает его, создается избы

Рис. 10.14. Технологическая схема манжетного цементирования скважин с пакером ПДМ:

а — спуск и посадка пробки; б — цементирование; в — закрытие цементированных отверстий пакером; г — скважина после разбуривания пробок, втулки и седел; 7 — скважина; 2 — обсадная колонна; 3 — паз; 4 — пробка; 5 — продуктивный пласт; 6— фильтр; 7— башмак колонны; 8 — продавочная жидкость; 9 — пробка верхняя; 10 — тампонажный раствор

точное давление, штифты срезаются, и до упорного кольца обе части пробки движутся совместно.

Герметизацию кольцевого пространства между предыдущей об­садной колонной и хвостовиком можно достигнуть, использовав устройство «Герус» (рис. 10.16). В настоящее время применяются «Герусы» размером 299x219, 245x168 и 219x146 мм. Устройство состоит из корпуса 5, резиновых колец 8, воронки 10 со шпонка­ми 9, переводника 72, имеющего шпоночные пазы и резьбу зам­ковой муфты, гайки 4. Резиновые кольца в процессе спуска уст­ройства в скважину защищены кожухом 6, приваренным к ниж­нему концу элеватора 11. После спуска и цементирования хвостовика на бурильных тру­бах спускают «Герус» и при плавном касании его к верхней ча­сти хвостовика с одновременным вращением с помощью рото­ра нижний конец устройства (ниппель 3) свинчивают с правой

резьбой специальной муфты-разъединителя 2. Для последующе­го снятия кожуха 6 дают натяжку на трубы на 40... 50 кН больше их массы.

Если в скважину спускают хвостовик с частично перфориро­ванными обсадными трубами, то цементируют через отверстия, расположенные над фильтром, а не через башмак колонны. В этом случае ниже отверстия монтируют заглушку или клапан, открыва­ющийся вверх (прямой клапан), а над ними должен быть установ­лен обратный клапан. Делают это для того -чтобы предотвратить обратное поступление цементного раствора в колонну после от­винчивания бурильных труб. Цементаж проводится аналогично при­веденному выше.

К цементированию под давлением относятся об­ратное и ремонтное цементирования через заливочные трубы. Обратное цементирование -- это цементирование обсадной ко­лонны с закачиванием цементного раствора и продавочной жид­кости в заколонное пространство и выходом циркуляции через колонну. Обратное цементирование применяется крайне редко глав-

Рис. 10.15. Схема цементирования хвостовика с разделительными пробками:

а — закачка цементного раствора; б — посадка верхней упругой части пробки на нижнюю; в — прокачка цементного раствора по обсадной колонне; 1 — буриль­ные трубы; 2— верхняя упругая часть разделительной пробки; 3, 5— специальные муфты; 4 — левый переводник; 6 — патрубок; 7 — шпильки; 8 — нижняя часть разделительной пробки; 9 — обсадные трубы

ным образом из-за опасности поглощения, когда одноступенчатое цементирование невозможно.

При обратном цементировании обсадную колонну спускают в скважину без обратного клапана и упорного кольца. На верхний конец колонны после промывки навинчивают головку с кранами высокого давления и лубрикатором. Головку соединяют трубопро­водом с циркуляционной системой буровой установки. Заколон-ное пространство скважины герметизируют превентором.

Цементный раствор закачивают непосредственно в заколонное пространство; вытесняемый им буровой раствор поднимается вверх

Рис. 10.16. Уплотняющее устройство «Герус» конструкции АзНИИбур- нефть: а — до установки; б — после установки; 1 — хвостовик; 2 — специальная муфта-разделитель; 3 — ниппель; 4 — гайка; 5 — корпус; 6 — кожух; 7 — раздвиж­ное кольцо; 8 — резиновое кольцо; 9 — шпонка; 10 — воронка; 11 — элеватор; 12 — переводник; 13 — промежуточная колонна; 14 — бурильная труба

по обсадной колонне и через устьевую головку и трубопровод направляется в циркуляцион­ную систему. Наибольшую труд­ность при обратном цементиро­вании представляет определе­ние момента, когда первая пор­ция цементного раствора под­ходит к башмаку обсадной ко­лонны. Надежно это можно сде­лать с помощью прибора для гамма-каротажа. Такой прибор спускают в скважину на кабеле, пропущенном через лубрикатор в устьевой головке, и устанав­ливают в 100...200 м от башма­ка. Первую порцию цементного раствора активизируют изотопом с малым периодом полураспада. Зная глубину установки прибора в колонне и объем заколонного пространства на участке от этой глубины до башмака колонны, по суммарной подаче насосов, закачивающих жидкость в сква­жину, можно рассчитать время, за которое цементный раствор за­полнит этот участок и войдет внутрь колонны.

При обратном цементирова­нии на стенки скважины оказы­вается меньшее давление, чем при одноступенчатом способе. Наряду с этим, качество цемен­тного раствора, поступающего в нижнюю часть скважины (к баш-

маку колонны), хуже, чем при од­ноступенчатом, поскольку невоз­можно использовать разделительные пробки.

При проведении ремонтно-изо-ляционных работ в нефтяных сква­жинах достаточно широко применя­ют цементирование по способу Н.К.Байбакова.

Рис. 10.17. Схема присоединения цементировочных агрегатов для ремонтного цементирования по способу Н.К.Байбакова: 7... 7 — задвижки (краны); 8 — це­ментировочные агрегаты; 9 — зали­вочные трубы

Скважине, в которой обнаружи­вается прорыв верхних вод, дают по­работать 2...3 дня для увеличения дренажных каналов, по которым вода проникает в колонну. После этого скважину глушат и промыва­ют при помощи компрессорных труб ниже верхних отверстий фильтра. Затем промывочную колонну труб сажают на крестовине фонтаноком-прессорной головки при помощи планшайбы и закрепляют болтами. Далее скважину испытывают на по­глощение с помощью бурового на­соса или же цементировочного аг­регата. Если при этом окажется, что поглощение пласта незначительно (менее 0,5 м³/мин при давлении 5 МПа), скважину вновь пускают в

работу для дальнейшего увеличения дренажных каналов. Добив­шись требуемого поглощения пласта, устье скважины оборудуют специальным манифольдом (рис. 10.17). Для проведения цементи­рования необходимо установить два цементировочных агрегата.

После испытания пласта на поглощение и опрессовки линии нагнетания начинают закачивать цементный раствор через зад­вижки 7, 2, 7¹ и 2¹ при открытых задвижках 3, 4 и 5; задвижки 6, 7, 7¹ и З¹ закрыты. Прокачиваемый в трубы цементный раствор вытесняет из скважины воду, которая свободно выходит из сква­жины по нижней струне через задвижки 3, 4 и 5. Для предотвра­щения прокачки цементного раствора в пространстве между за­ливочными трубами и обсадной колонной выше фильтра (дыр перфорации) задвижки 4 и 5 закрывают в тот момент, когда це­ментный раствор не достигает башмака цементировочных труб на высоту, занимаемую 1 м³ воды. После этого начинается про-давка цементного раствора в пласт — эта операция производится до предельного давления цементировочного агрегата. Остатки цементного раствора вымываются обратной промывкой, при ко-

торой вода закачивается в скважину через задвижки <5, 4, 3 и 5¹, причем задвижки 2, 2¹, а затем и 5 закрыты, жидкость выходит из скважины через заливочные трубы и открытые задвижки 7 и 7¹, а затем выбрасывается через задвижки 7 и 7¹.

Во время продавки цементного раствора в пласт необходимо следить за поведением давления на головке и в затрубном про­странстве. Цементный раствор вымывается при давлении на 0,3...0,5 МПа ниже конечного давления при продавке с тем, чтобы не создавать большой депрессии на пласт, в котором цементный раствор еще находится в жидком состоянии. Промывку обычно ве­дут в течение времени, необходимого для схватывания цементного раствора, с расчетом вымывания раствора из заливочных труб без остатка. Давление на пласт необходимо сохранить до начала схва­тывания цементного раствора, после чего давление понижают, раз­бирают заливочную арматуру и извлекают заливочные трубы.

Дата добавления: 2015-07-08