Определение тонкости помола вяжущего

12 КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН

глава И РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ

12.1. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ

От степени очистки ствола скважины зависит качество разобщения пластов. Наличие в стволе зон, где скапливается буровой шлам, ведет к образованию в этих местах каналов, вдоль которых возможны в дальнейшем затрубные перетоки.

Перед спуском обсадной колонны ствол скважины необходимо промывать высококачественным буровым раствором. Для обеспечения увеличения расхода жидкости проработку ствола скважины перед спуском колонны следует вести роторным способом.

В процессе подъема инструмента, а также при последующем спуске обсадной колонны происходит некоторое разрушение стенок скважины, особенно при наличии в открытом интервале слабоустойчивых пород. Большое количество шлама также может вытесняться пружинными центраторами из каверн. Наличие выступов на обсадной колонне в виде муфт при спуске создает возможность механического воздействия на стенки скважины в местах прижатия труб. При этом происходит срез глинистых корок, разрушение выступающих участков ствола при наличии каверн и скругление острых углов на желобах.

Наибольший интерес представляют участки перегибов ствола, где на колонну постоянно действуют прижимающие усилия. Если на этих участках имеются желоба, то по мере перемещения вниз обсадная колонна постепенно притирается к желобу и внедряется в него. При этом одна часть обломков породы попадает внутрь желоба и загрязняет его. Другая часть оказывается защемленной в зоне, где смешивается с буровым раствором и образует пасту повышенной вязкости.

В процессе спуска обсадной колонны не исключена возможность значительного засорения каверн и желобов осыпающейся породой. При эксцентричном расположении колонны в скважине и особенно при малых зазорах фактически невозможно добиться качественной очистки ствола от шлама и глинистой корки только лишь путем интенсификации промывки.

Общие рекомендации по промывке скважин.

1.    Промывать скважины следует быровым раствором с минимально возможными в рассматриваемом районе вязкостью, динамическим и статическим напряжениями сдвига.

2.    Повышение качества бурового раствора при подготовке ствола достигается грубой очисткой виброситами и тонкой - гидроциклонами и др. Это предотвращает образование в скважине толстых корок с включениями шлама и обеспечивает необходимое качество бурового раствора.

3.    Для лучшей очистки ствола, особенно его кавернозных интервалов, промывку следует вести, установив в нижней части бурильной колонны долото с турбобуром очень малой мощности (удалив, например, из стандартного до 70 % ступеней), при низкой частоте вращения бурильных труб. Эффективность очистки в зоне долота зависит от кинетической энергии вращающегося потока.

4.    В процессе промывки ствола рекомендуется периодическая, максимально возможная разгрузка инструмента на забой с последующим при-подъемом. Это способствует дроблению крупных кусков горной породы в стволе скважины и облегчает их удаление.

5.    Рекомендуемый режим промывки - турбулентный.

ПРОМЫВКА СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ СПУСКА

И ПОСЛЕ СПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Промывка в процессе спуска и после спуска обсадной колонны обязательна, поскольку обеспечивает высокую степень очистки кольцевого зазора от обломков горной породы. Своевременное удаление этих обломков из ствола скважины значительно снижает возможность гидроразрывов и поглощений в процессе спуска и цементирования, повышает качество изоляции затрубного пространства.

Число промежуточных промывок, их интенсивность и продолжительность определяются для каждого района индивидуально, в зависимости от геолого-технических условий. Продолжительность каждой промывки устанавливают исходя из условия полного выноса шлама на поверхность.

Выбор режима промывок при спуске хвостовиков аналогичен выбору режима при спуске обсадных колонн, а число промывок определяется их числом при спуске долота для подготовки интервала к установке хвостовиков, но не менее двух.

Первая промывка проводится для выравнивания параметров бурового раствора при достижении башмаком хвостовика башмака предыдущей колонны. Промежуточные промывки должны обеспечить полное удаление шлама из открытого интервала ствола в полость предыдущей колонны.

Продолжительность последней (после спуска хвостовика) промывки определяется необходимостью полного выноса шлама из скважины.

Время промывки после установки секций колонны в обсаженной скважине выбирают из необходимости обеспечения выравнивания параметров бурового раствора.

12.2. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

ОБСАДНЫМИ КОЛОННАМИ

СПОСОБЫ СПУСКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Обсадную колонну составляют из труб на муфтовых, безмуфто-вых резьбовых или сварных соединениях и спускают в скважину в один прием от устья до забоя или отдельными секциями с разрывом во времени крепления ствола.

Способ спуска колонн и порядок спуска секций зависят от следующих геологических, технических и технологических условий проводки скважины:

назначения обсадной колонны; глубины спуска;

конфигурации ствола скважины в интервале спуска предыдущей колонны и объема работ в ней;

техники и технологии бурения в обсаженной скважине до спуска проектируемой колонны;

давления высоконапорных горизонтов и градиента давления гидроразрыва пластов, перекрываемых колонной;

гидравлической мощности бурового оборудования, ограничивающей возможность углубления скважин на больших глубинах при значительных гидравлических потерях в циркуляционной системе.

Спуск обсадной колонны в один прием от устья до забоя скважин используют при следующих условиях:

для крепления скважин, стволы которых достаточно устойчивы и в которых не происходит осложнений в течение 3 — 4 сут при оставлении их без промывки (т.е. за время, необходимое для производства комплекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны);

при общей массе обсадной колонны, не превышающей грузоподъемности бурового оборудования, вышки, талевой системы;

при наличии ассортимента обсадных труб по маркам стали и толщинам стенок, соответствующих данным прочностного расчета обсадной колонны;

при креплении стволов скважин кондукторами и эксплуатационными колоннами.

Спуск обсадных колонн секциями необходим при следующих условиях: если призабойная зона не промывается в течение 1,5 — 2 сут и при этом происходят осложнения с потерей проходимости обсадных труб в скважину без проработки ствола (осыпи, сужения, нарастание толстых глинистых корок, выпучивание или пластическое течение горных пород и др.);

если необходимо закрепить скважину обсадной колонной большого диаметра на значительную глубину;

при необходимости подъема тампонажного раствора на большую высоту при наличии поглощающих пластов или пластов с низким градиентом давления гидроразрыва;

когда во избежание протирания верхней части обсадной колонны в процессе бурения верхнюю секцию необходимо спускать в скважину перед вскрытием напорных горизонтов либо при протирании предыдущей колонны в верхней части;

если отсутствуют обсадные трубы с прочностной характеристикой, соответствующей расчетным данным по страгивающим усилиям.

Крепление стволов скважин с использованием секционного спуска обсадных колонн позволяет:

перекрывать интервалы осложнений на больших глубинах с минимальной затратой времени от конца последней промывки до начала цементирования;

надежно изолировать два или более продуктивных горизонта скважин с высоким пластовым давлением или какие-либо осложненные интервалы, разделенные мощной устойчивой толщей горных пород;

применять комбинированный бурильный инструмент, в результате чего увеличивается прочность бурильной колонны, снижаются гидравлические сопротивления при прокачке промывочной жидкости в трубах, обеспечивается эффективность буровых работ и возможность углубления скважины на большую глубину;

экономить металл в результате использования обсадных труб с меньшими толщинами стенок по сравнению со сплошными колоннами, а также использовать трубы с пониженными прочностными характеристиками.

Длину первой секции обсадной колонны выбирают исходя из геологических требований перекрытия интервала осложнений в минимально возможное время и из условий прочности верхних труб секции на растягивающую нагрузку.

В случае установки головы секции в открытом стволе местоположение устройства для стыковки секций выбирают с учетом данных каверно- и профилометрии на номинальном по диаметру участке ствола скважины. При перекрытии высоконапорных горизонтов и наличии заколонных проявлений над головой спущенной секции необходимо наращивать последующую секцию обсадной колонны с применением герметизирующих за-колонных устройств.

Промежуточные обсадные колонны могут быть нескольких видов:

сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

хвостовики — для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую длину;

потайные колонны - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиками являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, решением задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных труб, а также зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, увеличению скорости бурения и снижению стоимости буровых работ.

В тяжелых условиях бурения (искривление ствола, большое число рейсов) в конструкции скважины предусматриваются специальные виды промежуточных обсадных колонн - сменные.

Обсадные трубы к спуску в скважину подготовляют централизованно на трубных базах или непосредственно на буровых. Доставленные на скважину обсадные трубы должны иметь заводские сертификат и маркировку, подтверждающие их соответствие требованиям стандартов. Перевозить обсадные трубы необходимо на специально оборудованных сухопутных, водных или воздушных транспортных средствах с разгрузкой их подъемным краном или другими способами, исключающими сбрасывание труб или перетаскивание их волоком. Все обсадные трубы, предназначенные для крепления скважины, на буровой необходимо подвергнуть внешнему осмотру. На наружной поверхности труб не должно быть вмятин, раковин, трещин и других повреждений.

Кривизна трубы (стрела прогиба), измеряемая на середине трубы, не должна превышать 1/2000 длины трубы. Кривизна концевых участков трубы, равных 1/3 длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м.

Конусность резьбы по наружному диаметру ниппельной части трубы и по внутреннему диаметру муфты следует проверять гладкими калибрами. Ширина пластинчатого щупа, применяемого для этой цели, должна быть не более 5 мм.

Допустимые отклонения (в мм) от номинальных размеров резьбы по конусности (отклонения от разности двух диаметров на длине резьбы 100 мм) не должны превышать следующих значений: для ниппеля +0,36, + 0,22; для муфты +0,22, +0,36.

Резьбы муфт и труб, а также подготовленные под сварку концы труб должны быть гладкими, без заусенцев и других дефектов.

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному необходимо проверять с помощью жесткого цилиндрического шаблона.

Условный диаметр обсадной колонны d, мм 114-219    245-340    407-508

Длина шаблона, мм......................................................................................150    300    300

Наружный диаметр шаблона, мм................... d—3    d—4    d -5

Обсадные трубы, подлежащие спуску в скважину, должны быть подвергнуты (на трубной базе или непосредственно на буровой) гидравлическому испытанию на внутреннее давление в соответствии с требованиями действующих инструкций. Трубы, которые не выдержали испытаний, следует отбраковывать.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Под технологической оснасткой обсадных колонн подразумевают определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов ее спуска и цементирования в соответствии с принятыми способами крепления скважин. В связи с этим применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно.

Изделия технологической оснастки одного наименования имеют несколько конструктивных модификаций, различающихся принципом действия.

Число типов и размеров оснастки в зависимости от условий применения и диаметров обсадных колонн образует более 250 типоразмеров.

Цементировочные головки относятся к оснастке обсадных колонн и предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов. В зависимости от конструктивного исполнения их применяют при цементировании различными способами.

В некоторых объединениях часто используют цементировочные головки собственных конструкции и изготовления.

В настоящее время серийно выпускают головки типов ГЦК, ГУЦ по ТУ 39-1021—85 и ГЦУ по ТУ 39-921—84. Высота цементировочных головок обоих типов позволяет размещать их в подъемных штропах талевой системы и при соответствующем оснащении использовать при цементировании с расхаживанием обсадной колонны.

Цементировочные головки типа ГУЦ (рис. 12.1; табл. 12.1) поставляют с кранами высокого давления. При установке на устье скважины верхние разделительные пробки в эти головки закладывают заранее, так что отпадает необходимость разборки этой головки после закачивания тампонажного раствора, как это делается в случае применения цементировочных головок типа ГЦК. Последние изготовляют размерами 377 и 426 мм на дав-

Таблица 12.1

Параметры цементировочных головок типа ГУЦ

Шифр головки

Давление рраб, МПа

Диаметр

Габаритные размеры, мм

Масса, кг

колонны,

мм

Длина

Ширина

Высота

ГУЦ 140-168x400

40,0

140

1148

1148

875

305

146

168

ГУЦ 178-194x320

32,0

178

1190

1190

935

325

194

ГУЦ 219-245x320

32,0

219

1225

1225

970

365

245

ГУЦ 273-299x250

25,0

273

1270

1270

1060

375

299

ГУЦ 324-340x100

10,0

324

1320

1320

1100

410

340

Рис. 12.1. Цементировочные головки типов ГУЦ (а) и ГЦК (б)

ление соответственно 6,4 и 5,0 МПа. При цементировании с применением цементировочной головки типа ГЦК после окончания нагнетания тампонажного раствора и промывки линии отвинчивают крышку, опускают в корпус головки ниже патрубков цементировочную пробку, завинчивают крышку и начинают продавливать тампонажный раствор.

Универсальные цементировочные головки типа ГЦУ (рис. 12.2; табл. 12.2) предназначены для обвязки обсадных колонн на устье скважины, для зарядки нижней разделительной пробки в колонну, а также для размещения верхней (продавочной) разделительной пробки при цементировании скважин.

Таблица 12.2

Техническая характеристика головок типа ГЦУ

Показатель

Шифр головки

ГЦУ-140-146

ГЦУ-168

ГЦУ-245

ГЦУ-273

ГЦУ-324

ГЦУ-340

Условный диаметр, мм

140-146

168

245

273

324

340

Максимальное рабочее давление, МПа

40

40

32

25

10

10

Максимальная длина пробок, устанавливаемых в головку, мм

430

430

515

647

655

665

Внутренний диаметр головки, мм

130

144

209

245

295

305

Высота головки, мм

865

870

1050

1145

1180

1190

Монтажная база напорных трубопроводов, мм

1100

1150

1205

1220

1285

1285

Масса, кг

188

237

337

353

462

446

Примечание. Число присоединительных боковых отводов для всех указанных типов равно трем.

Рис. 12.2. Универсальная цементировочная головка типа ГЦУ:

1 - съемник; 2 - крышка; 3 - гайка; 4 - проходной кран; 5 - присоединительные линии; 6 - корпус; 7 - фиксатор пробки; 8 - указатель (сигнализатор) начала движения пробки

Универсальность этих головок заключается в том, что они позволяют цементировать обсадные колонны, подвешенные на буровом крюке, с одновременным расхаживанием их. Кроме того, головки типа ГЦУ имеют сигнализатор начала движения разделительной пробки, более просты в обслуживании, предотвращают остаточные давления над разделительной пробкой после закачки тампонажного раствора в колонну.

Разделительные пробки предназначены для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буровым раствором и продавочной жидкостью при цементировании, а также для получения сигнала о посадке пробки на стоп-кольцо, свидетельствующего об окончании процесса про-давливания тампонажного раствора в затрубное пространство скважины. Используют пробки нескольких типов, каждый из которых предназначен для выполнения различных функций.

Пробки продавочные верхние типа ПП (рис. 12.3) служат для разделения тампонажного раствора при его продавливании в затрубное пространство скважин от продавочной жидкости. Существует модификация пробок, у которых в верхней части корпуса на внутренней поверхности нарезана резьба для заглушки. Без заглушки эту пробку можно использовать как секционную. Основные параметры этих пробок приведены в табл. 12.3.

Пробки разделительные двухсекционные типа СП (рис. 12.4) предназначены для цементирования потайных колонн и секций обсадных колонн, спускаемых частями. В процессе цементирования при продавливании тампонажного раствора верхняя секция пробки движется внутри бурильных труб, разделяя продавочную жидкость и тампонажный раствор, до тех пор, пока не достигает нижней секции пробки, установленной на штифтах на торце верхней трубы обсадной колонны, затем, перекрыв отверстие в нижней части пробки, под действием возникающего давления движется вместе с ней до посадки на стоп-кольцо.

Пробки типа СП изготовляют по ТУ 39.207-76 для обсадных колонн следующих диаметров, мм: 114-140, 146, 168, 178-194, 219-245, 273-299, 324-351, 377 и 407-426.

Пробки разделительные нижние типа ПЦН разработаты в

б. ВНИИКРнефти на базе пробки ПВЦ. Их отличительной особенностью является наличие сквозного отверстия в сердечнике, в нижней части кото-

Рис. 12.3. Пробки продавочные верхние типа ПП с пригуммированными (а) и наборными резиновыми (б) манжетами:

1 - резиновая манжета; 2 - алюминиевый корпус; 3 - дистанционная втулка; 4 - стяжная гайка

Показатель

Шифр пробки

ПП-114х146

ПП-146х168

ПП-178х194

ПП-219х245

Диаметр спускаемых обсадных труб, мм Уплотняемые диаметры (внутренний диаметр обсадных труб), мм:

114—146

146—168

178—194

219 — 245

максимальный

130

154

180

230

минимальный

96

124

154

195

Максимально допустимый перепад давления, МПа Габаритные размеры, мм:

6,0

6,0

6,0

6,0

диаметр

136

158

185

236

высота

227

205

225

320

Масса, кг

3,8

5,2

6,6

13,2

Продолжение табл. 12.3

Показатель

Шифр пробки

ПП-273х299

ПП-324х351

ПП-377

ПП-407 х426

Диаметр спускаемых обсадных труб, мм Уплотняемые диаметры (внутренний диаметр обсадных труб), мм:

273 — 299

324 — 351

377

407 — 426

максимальный

282

331

359

406

минимальный

249

301

353

382

Максимально допустимый перепад давления, МПа Габаритные размеры, мм:

4,5

4,5

3,0

3,0

диаметр

285

335

364

410

высота

365

415

560

620

Масса, кг

16,8

25

59

7,5

Рис. 12.4. Пробки разделительные двухсекционные типа СП:

а, б — верхняя секция пробок для бурильных труб; в, г — нижняя секция пробок для обсадных труб; 1 — резиновая манжета; 2 — корпус; 3 — седло; 4 — срезные калибровочные штифты; 5 — дистанционная втулка

рого размещена мембрана из жести, закрепленная гайкой. Внутри нее установлен подвижной кольцевой нож с упорным кольцом.

Такие пробки используют для разделения буферной жидкости или бурового раствора с тампонажным. Нижнюю пробку устанавливают в цементировочной головке ниже верхней пробки или в верхней трубе обсадной колонны перед подачей в нее буферной жидкости или тампонажного раствора. При нагнетании жидкости пробка движется вниз в обсадной колонне до упора на стоп-кольцо или опорную поверхность обратного клапана типа ЦКОД, после чего, вследствие возрастания давления в колонне, ее корпус с манжетами и мембраной смещается на кольцевой нож, который подрезает мембрану. Под действием потока жидкости мембрана отгибается, образуя канал, по которому жидкость поступает в затрубное пространство скважины.

Комплект разделительных пробок типа КРП (рис. 12.5), разработанный в б. ВНИИКРнефти, применяют для разделения буферной жидкости, тампонажного и бурового растворов и облегчения герметичной посадки на упругое кольцо клапана типа ЦКОД при цементировании. Комплект состоит из двух частей: нижней пробки (Г), устанавливаемой в обсадную колонну, и верхней пробки (ГГ), устанавливаемой в цементировочную головку. Каждая пробка содержит полый, легко разбуриваемый корпус 1, наконечники из алюминиевого сплава 4 и резиновые манжеты 2, 3. Нижняя пробка имеет разрушаемую диафрагму 5. Нижние манжеты 3 пробок имеют канавки с заостренными кромками и служат для очистки стенок обсадной колонны от остатков вытесняемой жидкости. Манжеты 2 снабжены по периферии треугольными вырезами и, кроме разделения жидкостей, служат также для цементирования пробки по оси обсадной колонны.

При остановке нижней пробки на упорном кольце под действием избыточного давления ее диафрагма разрывается на отдельные лепестки, открывая таким образом канал для прохождения тампонажного раствора. Верхняя пробка при посадке на нижнюю, благодаря наличию уплотняющего элемента, позволяет обеспечить герметичность соединения.

Основные показатели пробок приведены в табл. 12.4. Для указанных типов перепад давления, выдерживаемого верхней пробкой и комплектом на упорном кольце, равен 10 МПа; давление срабатывания диафрагмы при посадке на упорное кольцо составляет 1,2 МПа. Рабочая температура для этих пробок — не более 130 °С.

Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД (рис. 12.6) служат для непрерывного са-мозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для

Показатель

Шифр пробки

КРП-140—146

КРП-168

КРП-178

Условный диаметр, мм Диаметр манжет пробок, мм Длина пробки, мм, не более Масса комплекта, кг, не более Наименьший допустимый диаметр сужения в обсадной колонне, мм, не менее

Т">

В числителе приведена длш

140—146

143

315/335

4,55

88

1а нижней пробки, в

168

164

350/360

6,0

106

знаменателе — вер

178

174

350/360

6,13

111

хней.

упора разделительной цементировочной пробки. Шифр ЦКОД обозначает: Ц — цементировочный, К — клапан, О — обратный, Д — дроссельный. Добавление в шифре буквы «М» означает модернизацию типоразмера клапана.

Клапаны ЦКОД-1 (табл. 12.5) изготовляют по ТУ 39-01-08-281—77 для обсадных колонн диаметрами 114—194 мм, а ЦКОД-2 (табл. 12.6) по ТУ 39-01-08-282 — 77 для обсадных колонн диаметрами 219 — 426 мм.

Кроме клапанов типа ЦКОД имеются другие обратные клапаны: тарельчатые, шаровые, с шарнирной заслонкой и т.д. Обратные клапаны устанавливают в башмаке колонны либо на 10 — 20 м выше него.

Рис. 12.6. Клапаны обратные ЦКОД-1 (а) и ЦКОД (б):

1 — корпус; 2 — нажимная гайка; 3 — набор резиновых шайб; 4 — резиновая диафрагма; 5 — опорное кольцо; 6 — шар; 7 — ограничительное кольцо; 8 — резинотканевая мембрана; 9 — дроссель; 10 — чугунная втулка; 11 — бетонная или пластмассовая подвеска

Показатель

Шифр клапана

ЦКОД-114-1; ЦКОД-114-1-ОТТМ; ЦКОД-114-1-ОТТГ

ЦКОД-127-1; ЦКОД-127-1-ОТТМ; ЦКОД-127-1-ОТТГ

ЦКОД-140-1; ЦКОД-140-1-ОТТМ; ЦКОД-140-1-ОТТГ

ЦКОД-146-1; ЦКОД-146-1-ОТТМ; ЦКОД-146-1-ОТТГ

Условный диаметр кла

114

127

140

146

пана, мм

Диаметр шара, мм

45

45

76

76

Диаметр отверстия

10

4-14 (регулир.)

14

14

в дросселе, мм

Наружный диаметр кла

133

146

159

166

пана, мм

Длина клапана, мм

288/355

330/365

344/370

344/370

Масса клапана, кг

11/12,3

14/14,9

16,7/17,8

19,4/20,9

Продолжение табл. 12.5

Показатель

Шифр клапана

ЦКОД-168-1;

ЦКОД-168-1-ОТТМ;

ЦКОД-168-1-ОТТГ

ЦКОД-178-1; ЦКОД-178-1-ОТТМ; ЦКОД-178-1-ОТТГ

ЦКОД-194-1; ЦКОД-194-1-ОТТМ; ЦКОД-194-1-ОТТГ

Условный диаметр клапана, мм

Диаметр шара, мм Диаметр отверстия в дросселе, мм

Наружный диаметр клапана, мм

Длина клапана, мм Масса клапана, кг

Примечания: 1. В 2. Для всех типоразмеров м температура 200 °С.

168

76

14

188

344/370

24,4/25,8

знаменателе приведен аксимальное рабочее

178

76

20

198

325/368

29,5/30,7

ы значения для клапа давление 15 МПа, мак

194

76

20

216

318/330

32/33,7

нов с резьбой ОТТГ. симально допустимая

Клапаны типа ЦКОД спускают в скважину с обсадной колонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину. Шар, проходя через разрывные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение. При спуске секций обсадных колонн с обратным клапаном типа ЦКОД на бурильных трубах, внутренний диаметр которых меньше диаметра шара, последний сбрасывают в колонну перед соединением бурильных труб с секцией. В этом случае последующее самоза-полнение колонны с жидкостью исключается.

Верхняя часть клапана внутри имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию стоп-кольца для остановки разделительной цементировочной пробки. В этом случае установки упорных колец не требуется.

В шифрах обратных клапанов встречается аббревиатура ОТТМ, что означает, что применена трапецеидальная резьба, а ОТТГ - высокогерметичное соединение; в клапанах без таких обозначений используется треугольная резьба.

Клапаны для обсадных колонн диаметрами 219-426 мм рассчитаны на использование при температурах, не превышающих 130 °С, но по технически обоснованному требованию потребителя могут быть изготовлены (до диаметра 340 мм включительно) на максимально допустимую температуру

Шифр клапана

Показатель

ЦКОД-219-2;

ЦКОД-219-2-

ОТТМ;

ЦКОД-219-2-

ОТТГ

ЦКОД-245-2;

ЦКОД-245-2-

ОТТМ;

ЦКОД-245-2-

ОТТГ

ЦКОД-273-2;

ЦКОД-273-2-

ОТТМ;

ЦКОД-273-2-

ОТТГ

ЦКОД-292-2;

ЦКОД-292-2-

ОТТМ

ЦКОД-324-2;

ЦКОД-324-2-

ОТТМ

Условный диаметр клапана, мм

219

245

273

292

324

Максимальное рабочее давление, МПа

10

10

7,5

7,5

7,5

Наружный диаметр клапана, мм

245

270

299

324

351

Длина клапана, мм

318/350

365/420

340/387

345

350

Масса клапана, кг

39/41,5

57,2/58,6

58,6/60

66,3

76,5

Продолжение табл. 12.6

Показатель

Шифр клапана

ЦКОД-340-

2;

ЦКОД-340-

2-ОТТМ

ЦКОД-351-2

ЦКОД-377-2

ЦКОД-407-2

ЦКОД-426-2

Условный диаметр клапана, мм

Максимальное рабочее давление, МПа Наружный диаметр клапана, мм Длина клапана, мм Масса клапана, кг

Примечание. В

340

7,5

365

350

82

наменателе п

351

5,0

376

365

86,4

шведены знач

371

5,0

402

370

96

ения для клап

407

5,0

432

374

105

анов с резьбо

426

5,0

451

380

115

й ОТТГ.

200 °С. Диаметр шара этих клапанов 76 мм, минимальный диаметр проходного сечения в диафрагме 60 мм, диаметр отверстия в дросселе 20 мм, максимальный расход жидкости через клапаны 60 л/ с.

Башмаки колонные типа БКМ (рис. 12.7, а; табл. 12.7) по ОСТ 39-011 — 87 предназначены для оборудования низа обсадных колонн из труб диаметрами 114 — 508 мм в целях направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с температурой на забое до 250 °С. Эти башмаки состоят из корпуса с неразъемной насадкой, которая формируется в нем из смеси тампонажного цемента и песка в соотношении 3:1. В корпусе башмака выполнены отверстия с пазами, которые образуют дополнительные каналы для циркуляции бурового раствора. Верхняя часть корпуса снабжена резьбой, при помощи которой башмак соединяется с нижней трубой. Резьба может быть треугольной, трапецеидальной (ОТТМ) и высокогерметичной (ОТТГ).

Для обсадных колонн диаметром 351 мм и более иногда используют башмаки с фаской без металлических направляющих насадок, позволяющие исключить разбуривание металла на забое.

В случае когда ствол скважины крепят гладкими безмуфтовыми трубами и межколонные зазоры невелики, направляющие насадки прикрепляют к нижней трубе колонны.

Рис. 12.7. Башмаки колонные типов БКМ (а), БП с чугунной направляющей насадкой (6) и Б (в):

1 — корпус; 2 — заглушка; 3 — направляющая насадка

При спуске потайных колонн или секций обсадных колонн с проработкой ствола иногда, если это необходимо, направляющие насадки выполняют в виде породоразрушающего наконечника.

Находят также применение башмака типа БП (рис. 12.7, б) с навинчиваемой направляющей чугунной насадкой и типа Б (рис. 12.7, в).

Центраторы обеспечивают концентричное размещение обсадной колонны в скважине в целях достижения качественного разобщения пластов

Таблица 12.7

Техническая характеристика башмаков типа БКМ

Условный диаметр обсадной трубы, мм

Диаметр башмака, мм

Высота

башмака,

мм

Диаметр

центрального

отверстия,

мм

Диаметр отверстия каналов, мм

Число

отверстий

каналов

Масса, кг, не более

114

133

274

50

12

4

12

127

146

274

60

12

4

13

140

159

296

70

15

6

15

146

166

298

70

15

6

16

168

188

303

80

15

6

20

178

198

330

90

20

6

23

194

216

350

100

20

6

30

219

245

360

110

20

6

38

245

270

378

120

20

8

42

273

290

382

130

20

8

44

299

324

385

150

20

8

46

324

351

390

160

20

8

50

340

365

395

170

20

8

53

351

376

405

180

20

8

58

377

402

405

190

20

8

65

406

432

410

200

20

8

70

426

451

425

220

20

10

78

473

508

425

250

20

10

85

508

533

425

280

20

10

98

при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют облегчению спуска обсадной колонны за счет снижения сил трения между обсадной колонной и стенками скважины, увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажем в результате некоторой турбулизации потоков в зоне их установки, облегчению работ по подвеске потайных колонн и стыковке секций за счет центрирования их верхних концов. Конструктивно центраторы выполняют неразъемными и разъемными, причем предпочтение отдается последним. Обычно центраторы располагают в средней части каждой обсадной трубы.

В разработке центраторов принимали участие ВНИИБТ и б. ВНИИКР-нефть.

Существуют конструкции центраторов нескольких типов: ФП, ЦПР, ЦЦ, ЦЦ-1 и ЦЦ-2.

Центраторы типа ЦЦ являются модификацией центраторов типа ЦПР. Центраторы ЦЦ-2 благодаря конструктивным особенностям можно применять и в наклонно направленных скважинах за счет возможности изменения высоты ограничителя прогиба пружинных планок.

Наиболее распространены центраторы ЦЦ-1 (рис. 12.8; табл. 12.8). Их выпускают серийно по ТУ 39-01-08-283 — 77.

Скребки предназначены для разрушения глинистой корки на стенках скважины, что улучшает сцепление тампонажного цемента с породой. Этот эффект проявляется при цементировании скважин с расхаживанием. Скребок корончатый типа СК (рис. 12.19) — разъемный; он состоит из корпуса 2, половинки которого соединяются с помощью штыря 3. Рабочие элементы 1 скребка выполнены из пучков стальной пружинной проволоки


Рис. 12.8. Центратор:

1 — петлевая проушина; 2 — гвоздь; 3 — спиральный клин; 4 — ограничительное кольцо; 5 — пружинные планки; 6 — паз сегмента

Шифр центратора

Максимальная радиальная нагрузка, Н

Число планок

Масса, кг, не более

ЦЦ-1 40/191-216-1 ЦЦ-1 46/191-216-1 ЦЦ-1 46/222-251-1 ЦЦ-1 68/216-245-1 ЦЦ-1 68/251-270-1 ЦЦ-2 19/270-1 ЦЦ-2 45/295-320-1

Примечание. ! метр обсадной колонны метров (в мм) скважиш

7 850 7 850 7 850 7 850 7 850 10 456 10 450

В шифре центратора Ц (в мм), для которой он ы, в которую спускают к

6

6

6

6

6

8

8

Ц-1 число перед косой предназначен; после к юлонну.

9

9.5

9.5

10.5

10.5 14

15,0

чертой означает диа-осой дан интервал диа-

Таблица 12.9

Техническая характеристика турбулизаторов типа ЦТ

Шифр

турбулизатора

Наружный диаметр, мм

Внутренний диаметр, мм

Длина лопасти, мм

Масса, кг, не более

ЦТ-1 14/151

170

116

95

2,0

ЦТ-1 27/165

186

129

105

2,5

ЦТ-1 40/191

210

142

115

3,0

ЦТ-1 40/216

236

142

115

3,0

ЦТ-1 40/212-216

210

142

115

3,0

ЦТ-1 46/212-216

210

148

120

3,5

ЦТ-1 46/216

236

148

120

3,5

ЦТ-1 68/212-216

210

171

135

4,5

ЦТ-1 68/216

236

171

135

4,5

ЦТ-1 78/245

266

181

145

5,0

ЦТ-1 94/245

266

197

160

6,0

ЦТ-2 19/270

290

222

180

8,0

ЦТ-2 45/295

293

248

200

8,5

Примечание. Для всех типоразмеров число лопастей - 8, максимальная нагрузка на корпус турбулизатора - 7,85 кН.

и прикреплены к корпусу накладками. Скребок комплектуется стопорным кольцом с фиксирующимся на трубе спиральным клином.

Скребок устанавливается таким образом, чтобы рабочие элементы с согнутыми внутрь концами были направлены вверх, обеспечивая их минимальный износ при спуске колонны. При движении обсадной колонны вверх рабочие элементы отгибаются и разрушают глинистую корку на стенке скважины. Скребки устанавливают выше или ниже центратора.

Турбулизаторы типа ЦТ используют для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве скважины при цементировании. Как правило, их размещают напротив зон расширения ствола скважины на расстоянии не более 3 м один от другого.

Турбулизатор (рис. 12.10; табл. 12.9) состоит из неразъемного корпуса 1 и лопастей 2. Лопасти устанавливают в пазы, прорезанные в корпусе под углом 35°, и прикрепляют к корпусу металлическими накладками с помощью точечной сварки. Лопасти могут быть металлическими или резинокордными. На обсадной трубе турбулизатор крепят с помощью спирального клина 3, забиваемого в кольцевую канавку и отверстие, выполненные в утолщенной части корпуса. Разработчик турбулизаторов - б. ВНИИКР-нефть. Их изготовляют по ТУ 29-01-08-284-77.

1    Муфты ступенчатого цементирования. При

креплении скважин в ряде случаев возникает необходимость подъема тампонажного раствора за об-^ садными колоннами на значительную высоту (до 3000 м и более). Обеспечить успешность и высокое качество проведения операций при подъеме тампонажного раствора на такую высоту за один прием цементирования не всегда возможно. Применяемое в этих случаях цементирование обсадных колонн с подъемом тампонажного раствора на большую высоту в два приема осуществляется с помощью муфт ступенчатого цементирования.

Муфты ступенчатого цементирования в стволе скважин рекомендуется устанавливать в интервалах устойчивых непроницаемых пород и на участках, где отсутствуют уширения, каверны или желоба.

Муфты ступенчатого цементирования МСЦ-1, разработанные в б. ВНИИКРнефти, предназначены для оснащения обсадных колонн диаметрами от 140 до 245 мм и проведения процесса цементирования скважин в две ступени как с разрывом во времени, так и без разрыва (рис. 12.11). Муфты ступенчатого цементирования МСЦ-2 используют для оснащения обсадных колонн диаметрами 273 — 340 мм.

Ряд условных диаметров муфт соответствует ряду обсадных труб (ГОСТ 632 — 80) диаметрами от 140 до 245 мм. Максимальная допустимая рабочая температура — не более 100 °С. Избыточное давление, необходимое для срабатывания затворов цементировочных отверстий муфт, составляет 4 — 8 МПа.

Конструктивно муфта представляет собой полый цилиндрический корпус с присоединительными резьбами на концах и смонтированную на его внешней поверхности обойму, образующую на части длины кольцевую полость, в которой размещена с возможностью осевого перемещения заслонка. Внутри корпуса расположены нижняя и верхняя втулки, также имеющие возможность осевого перемещения. В корпусе и обойме выполнены несколько соосно расположенных циркуляционных боковых отверстий. В корпусе муфты МСЦ-2 предусмотрены также сквозные пазы, в которых размещены сухари, жестко соединяющие заслонку с верхней втулкой. В исходном положении заслонка и втулки зафиксированы на корпусе с помощью срезных винтов, причем заслонка и верхняя втулка находятся выше циркуляционных отверстий, и нижняя втулка герметично перекрывает циркуляционные отверстия в корпусе.

Эластичные уплотнительные манжеты продавочной и запорной пробок при движении внутри обсадной колонны плотно прижимаются к ее стенкам и надежно отделяют тампонажный раствор от продавочной жидкости.

Продавочная пробка имеет конусный наконечник с уплотнением для плотной посадки на упорное стоп-кольцо, а запорная пробка — в нижней части конусный поясок с уплотнением для плотной посадки на седло верхней втулки.

Рис. 12.11. Муфта ступенчатого цементирования МСЦ-1:

а — в — различные положения втулки; 1 — корпус; 2 — обойма; 3, 6 — верхняя и нижняя втулки; 4 — срезной винт; 5 — заслонка; 7 — циркуляционные отверстия; 8 — упорное кольцо; 9, 10, 11 — пробки продавочная, падающая и запорная соответственно

Обтекаемая форма падающей пробки и наличие ребер-стабилизаторов ускоряют ее погружение в столбе промывочной жидкости в колонне. В нижней части падающей пробки выполнен конусный поясок с уплотнением для посадки на седло нижней втулки.

Присоединительные резьбы муфты выполняют в соответствии с ГОСТ 632 — 80 на обсадные трубы и до начала использования муфты защищают от загрязнения и повреждения предохранительными пробками и колпачками.

УСТРОЙСТВА ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН ХВОСТОВИКАМИ И СЕКЦИЯМИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Разъединители. Хвостовики и секции обсадных колонн спускают в скважины на бурильных трубах, которые соединяют с обсадными с помощью различных устройств, носящих общее название разъединителя. Они предназначены для обеспечения безопасного спуска и цементирования хвостовиков или секций обсадных колонн и последующего отсоединения от них бурильных труб.

При разгрузке хвостовиков или секций обсадных колонн на забой скважины или друг на друга происходит изгиб колонны с различной интенсивностью. Отклонение от оси зависит от веса колонны, диаметра обсадных труб и радиального размера ствола скважины.

Для предотвращения изгиба хвостовики или секции обсадных колонн подвешивают в стволе скважины с помощью подвесных устройств. При креплении скважин секциями обсадной колонны для глубинного соединения (стыковки) секций между собой используют соединители. В целях герметизации верхней части зацементированных хвостовиков или секций обсадной колонны применяют герметизирующие устройства, перекрывающие кольцевое заколонное пространство.

Все перечисленные средства оснащают необходимыми принадлежностями и составляют комплексы устройства для крепления скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн. Эти комплексы имеют ряд модификаций, различающихся как принципом, так и конструктивными особенностями.

Разъединитель состоит из двух основных частей: неподвижной муфты, которая крепится к обсадным трубам, и подвижного ниппеля, соединенного с бурильными трубами, на которых в скважину спускают хвостовик или секцию обсадной колонны.

Все разъединители, у которых основной несущий рабочий элемент — левая резьба, носят общее название резьбовых.

Разъединители, у которых муфтовая и ниппельная части взаимодействуют друг с другом без помощи резьбы, объединены в группу безрезь-бовых.

Действие резьбовых разъединителей заключается в отвинчивании бурильных труб от обсадных в скважине вращением бурильной колонны вправо. Действие безрезьбовых разъединителей для разъединения пары муфта — ниппель не связано с вращением бурильной колонны.

Резьбовой разъединитель (рис. 12.12) оснащен принадлежностями, которые состоят из внутреннего пакерующего узла и секционной разделительной пробки.

Пакерующий узел предназначен для обеспечения циркуляции жидкости через башмак хвостовика (или секции) после отсоединения обсадных труб от бурильных в разъединителе. Наличие пакерующего узла позволяет предварительно отсоединять бурильные трубы от обсадных и затем цементировать хвостовики или секцию обсадной колонны.

Нижнюю часть секционной пробки подвешивают на срезных калиброванных штифтах на конце патрубка, ввинчиваемого в ниппель разъединителя, а верхнюю помещают в цементировочную головку и при цементировании продвигают по бурильным трубам. При ее посадке в седло подвесной пробки возникает избыточное давление, штифты срезаются, и освободив-

Рис. 12.12. Резьбовой разъединитель:

1, 9 — верхняя и нижняя части секционной разъединительной пробки;

2 — переводник; 3 — ниппель с левой резьбой; 4 — уплотнительная манжета; 5 — раструб; 6 — муфта с левой резьбой; 7 — несущая труба; 8 — пакерующий узел; 10 — обсадные трубы хвостовика

шаяся пробка вместе с верхней частью движется по обсадной колонне, разобщая тампонажный раствор и про-давочную жидкость.

Резьбовые разъединители рекомендуется применять для спуска хвостовиков или секций обсадных колонн, общая масса которых составляет не менее 5 т, а также в случаях, когда при креплении скважины не требуется вращать обсадную колонну.

При проверке разъединителя в процессе контрольного свинчивания вручную на поверхности следует подсчитать число полных оборотов и убедиться, что все витки левой резьбы входят в зацепление, а развинчивание осуществляется без затруднений.

В случае спуска хвостовиков или секций обсадной колонны массой более 100 т левую резьбу рекомендуется испытать приложением к разъединителю растягивающей нагрузки, превышающей массу спускаемых обсадных колонн на 200 — 300 кН. Выдержка под нагрузкой должна быть не менее 30 мин, после чего проверяют характер соединения и состояние левой резьбы. В случае затруднений при отвинчивании ниппельной части разъединитель бракуют.

Левое резьбовое соединение разъединителя при полном свинчивании часто оказывается негерметичным и пропускает жидкость даже при небольших перепадах давления. В связи с этим для обеспечения герметичности соединения над резьбовой частью ниппеля устанавливают резиновую самоуплотняющуюся манжету. В собранном виде разъединитель испытывают на герметичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

Для смазывания левой резьбы разъединителя необходимо применять только тугоплавкие уплотнительные смазывающие составы типа Р-113, а резиновые самоуплотняющиеся манжеты и пакерующие элементы изготовлять из нефтетермостойкой резины.

Кольцевое пространство между ниппелем и муфтой выше левой резьбы заполняют тугоплавким смазочным материалом. Левое резьбовое соединение после свинчивания вручную окончательно закрепляют цепным ключом с вращающим моментом примерно 500 Н-м. Крепление левой резьбы машинными ключами не рекомендуется.

На практике также применяют резьбовые разъединители, дополнительно снабженные шлицевой парой, которые, находясь в зацеплении, позволяют вращать хвостовик или секцию обсадной колонны, поскольку воспринимают полностью усилие вращающего момента и исключают передачу его на левое резьбовое соединение. Верхняя часть шлицевой пары жестко связана с ниппелем разъединителя, а нижняя подвижно связана в осевом направлении с муфтой разъединителя и зафиксирована в ней срезными калиброванными штифтами.

Рис. 12.13. Кулачковый разъединитель:

1 — ниппель с кулачками; 2 — муфта с пазами; 3 — штифт; 4 — обсадные трубы спускаемого хвостовика; 5 — несущая труба; 6 — па-керующий узел; 7 — нижняя часть секционной разделительной пробки

Для вывода из зацепления шлицевой пары в бурильные трубы сбрасывают металлический шар, который свободно проходит в жидкости по трубам и перекрывает отверстие в нижней шлицевой втулке. Под действием внутреннего избыточного давления калиброванные штифты срезаются, и шлицевая втулка перемещается вниз, выходя из зацепления с верхней втулкой.

При разомкнутой шлицевой паре вращение бурильных труб вправо приведет к отсоединению их от обсадных труб в левой резьбе разъединителя.

К безрезьбовым разъединителям относят кулачковые, замковые и штифтовые.

Кулачковый разъединитель (рис. 12.13) состоит почти из таких же основных деталей, как и резьбовой. Муфта и ниппель разъединителя связаны с помощью двух или трех кулачков, находящихся на ниппельной части, которые вводятся в соответствующие L-образные пазы муфты и в рабочем положении фиксируются штифтами. Конструкция кулачкового разъединительного устройства исключает возможность отсоединения бурильных труб от обсадных при вращении в скважине.

Указанные устройства рекомендуется применять в скважинах, крепление которых осуществляют с проработкой осложненного ствола в процессе спуска хвостовика или секции.

В состав кулачкового разъединителя обязательно входит пакерующий узел, который представляет собой набор самоуплотняющихся резиновых манжет из износоустойчивой нефтетермостойкой резины. Пакерующий узел устанавливают на несущей трубе, ввинчиваемой снизу во внутреннюю часть разъединителя.

Пакерующий узел герметизирует разъемные части кулачкового разъединителя до тех пор, пока резиновые элементы находятся внутри верхней трубы хвостовика или секции обсадной колонны. Поэтому его устанавливают, как правило, не под самым кулачковым ниппелем разъединителя, а на расстоянии 8—10 м от него.

Кулачковый разъединитель собирают следующим образом. На верхнюю обсадную трубу, внутреннюю поверхность которой предварительно очищают от окалины, грязи, пыли и смазывают, навинчивают муфту разъединителя. В муфту вставляют ниппельную часть в закрепленной на ней несущей трубой, которая оснащена пакерующим узлом и подвесной секционной пробкой.

Кулачки ниппеля совмещают со сквозными пазами муфты, а затем подачей ниппеля вниз вводят их до упора. Далее ниппель с введенными кулачками поворачивают вправо по радиальным пазам муфты на угол 90° и заряжают подачей кулачков вверх по ее глухим осевым пазам.

В заряженном рабочем положении муфту и ниппель кулачкового разъединителя фиксируют срезными калиброванными штифтами, которые рассчитывают на срез усилием 30—150 кН в зависимости от веса колонны труб и осевой нагрузки при возможной проработке ствола в процессе спуска хвостовика.

Чтобы разомкнуть разъединитель, его ниппельную часть опускают до среза штифтов и смещения кулачков по глухим пазам до упора. Затем ниппель поворачивают влево на угол 90° также до упора и по сквозным пазам движением ниппельной части вверх выводят кулачки из муфты разъединителя. При этом контролируют, чтобы перемещение кулачков вверх не превышало длины несущего патрубка с уплотнителями.

На кулачки действуют осевые срезающие и сминающие нагрузки от бурильных и обсадных труб. Они также воспринимают усилия крутящего момента при вращении труб, когда спуск хвостовика или секции обсадной колонны сопровождается проработкой ствола.

Кулачки должны выдерживать все воспринимаемые ими нагрузки и не подвергаться деформации, повреждениям или излому.

Прочность кулачкового разъединителя увеличивают, изменяя число кулачков или используя материал повышенной прочности, из которого изготовляют разъединитель.

Разъединитель в собранном виде испытывают на герметичность опрессовкой на полуторакратное ожидаемое рабочее давление и проверяют на взаимодействие кулачкового ниппеля с муфтой.

Основные преимущества кулачкового разъединителя — возможность вращать колонну бурильных труб в процессе крепления скважин, предварительно отсоединять бурильные трубы от обсадной перед цементированием, а также использовать разделительные пробки при цементировании хвостовиков и секций обсадных колонн. Недостатки кулачковых разъединителей — сложность конструкции и необходимость разгрузки хвостовика или секции обсадной колонны для отсоединения от них бурильных труб.

В замковых разъединителях (рис. 12.14) основные части устройства — муфта и ниппель — соединяются между собой запирающимся изнутри замком, который имеет шарообразную или иную форму.

Замковые разъединители в отличие от кулачковых позволяют проводить все операции при спуске хвостовика: расхаживание с любой нагрузкой, вращение, промывку, а также цементировать обсадные трубы и отсоединять от них бурильные без разгрузки хвостовика или секций обсадных колонн. Замковый разъединитель является практически не-

Рис. 12.14. Замковый разъединитель:

1 — муфта; 2 — ниппель; 3 — запорная втулка; 4 — замок; 5 уплотнения; 6 — срезной штифт; 7 — обратный клапан

разъемным при любых действующих на него внешних механических нагрузках.

Он работает следующим образом. После окончания цементирования обсадной колонны в бурильные трубы сбрасывают металлический шар, который, погружаясь в буровой раствор, достигает седла втулки. Далее в трубах создают избыточное давление, усилием которого штифты срезаются, втулка перемещается в нижнее положение до упора и размыкает замковое соединение.

При последующей подаче бурильных труб вниз замки со скошенными концами падают внутрь разъединителя и отсоединяют бурильные трубы от обсадных. Затем бурильные трубы поднимают из скважины вместе с ниппельной частью разъединителя и находящимися внутри нее втулкой, шаром и замками.

Замковые разъединители позволяют спускать хвостовик или секцию обсадной колонны неограниченной массы в ствол скважины любой конфигурации с наличием осложнений, отсоединять бурильные трубы от обсадных без их разгрузки и расхаживать колонну труб, прикладывая усилия, ограниченные только прочностью труб.

Основной недостаток замковых разъединителей заключается в том, что при их использовании нельзя отсоединять бурильные трубы от обсадных и затем цементировать хвостовик с применением цементировочных пробок и получением сигнала «стоп».

Штифтовые разъединители используют в основном при креплении скважин хвостовиками и секциями обсадных колонн незначительной длины и массой до 5 т, а также при спуске в скважину цементируемых забойных фильтров при малых кольцевых зазорах.

Бурильные трубы соединяют с обсадными с помощью срезных штифтов, которые также являются несущими элементами разъединителя и должны срезаться только при нагрузке, превышающей массу обсадной колонны.

Без пакерующего узла штифтовые разъединители не применяют. Необходимый диаметр срезных штифтов разъединителя

dm =yj1 7qkL /(гшав),

где q — вес 1 м обсадной группы в воздухе; к = 1,5 — коэффициент запаса прочности; L — длина хвостовика или секции обсадной колонны; z0 = = 2^3 — число штифтов; ств — предел прочности материала штифтов.

Изготовленные штифты с расчетным диаметром d0, как правило, проверяют на срез опытным путем с помощью пресса. Очевидно, что усилие среза должно быть больше веса хвостовика или секции обсадной колонны.

Для комплектования разъединителя штифтами из одного и того же материала изготовляют два комплекта одинаковых штифтов: один — контрольный, который используют при испытании штифтов на срез, а другой — рабочий, который устанавливают в разъединителе.

Штифтовые разъединители также подвергают испытанию на герметичность избыточным давлением, в 1,5 раза превышающим ожидаемое рабочее давление.

Как правило, хвостовики и секции обсадных колонн цементируют после предварительного среза штифтов разъединителя.

Бурильные трубы отсоединяют от обсадных после проверки надежности подвески плавной разгрузкой колонны до «собственного веса» бурильных труб.

Подвесные устройства. Существуют три принципиально различающихся способа глубинной подвески хвостовиков и секций обсадных колонн при креплении скважин: на цементном камне, на клиньях и опорной поверхности.

Хвостовики и секции обсадных колонн подвешивают на цементном камне как в обсаженном, так и в необсаженном стволе скважины непосредственно в процессе их цементирования.

Принцип этого способа подвески заключается в подъеме тампонажного раствора на всю длину обсадной колонны, удерживаемой на весу бурильными трубами, в удалении тампонажного раствора, поднятого над хвостовиком, и в отсоединении бурильных труб от обсадных только после образования за обсадными трубами цементного камня. Обсадные трубы остаются зацементированными в растянутом состоянии.

На цементном камне можно подвешивать хвостовики или секции обсадной колонны без ограничения их длины, межколонных кольцевых зазоров и на любой глубине скважины.

Основное требование для осуществления этого способа подвески — необходимость обязательного подъема тампонажного раствора на всю длину цементируемой колонны.

Для подвески хвостовиков и секций обсадных колонн, верхняя часть которых находится в ранее обсаженном стволе скважины, применяют однотипные устройства, различающиеся незначительными конструктивными особенностями.

Узел подвески, образующий устройство этого вида, размещают в ниппельной части разъединителя любого типа. Для данного вида подвесок общими являются следующие конструктивные и эксплуатационные признаки: бурильные трубы остаются неподвижными в течение всего процесса крепления скважин и ОЗЦ, боковые промывочные отверстия устройств открываются с помощью прокачиваемых по бурильным трубам металлических шаров или резиновых пробок, продавочную жидкость закачивают по расчету и в основном без получения сигнала «стоп».

На рис. 12.15, а изображен общий вид такого устройства. Подвесное устройство с прокачиваемой пробкой подготовляют следующим образом. В верхний патрубок ниппельной части разъединителя напротив боковых промывочных отверстий вставляют втулку с уплотнительными кольцами и закрепляют ее калиброванными срезными штифтами. Затем полностью соединяют разъединитель и подвергают его гидравлическому испытанию на герметичность. При этом не допускается истечение жидкости через боковые промывочные отверстия. Далее разъединитель спускают в скважину на глубину до 25 м, прокачивает резиновую пробку, устанавливают характер ее взаимодействия с втулкой, определяют давление для среза штифтов, поднимают разъединитель на поверхность и проверяют состояние подвесного узла. При отсутствии каких-либо повреждений подвесной узел снова подготовляют к работе. При этом устанавливают новые резиновые уплотнители и срезные штифты.

Собранный разъединитель с подготовленным подвесным узлом повторно подвергают опрессовке и затем используют непосредственно при креплении скважин.

Рис. 12.15. Устройства для подвески хвостовиков и секции обсадной колонны на цементном камне в обсаженном стволе с резьбовым разъединителем (а) и в необсаженном стволе (б):

1 — управляемая пробка; 2 — удлинитель; 3 — срезной штифт; 4 — запорная втулка; 5 — уплотнительное кольцо; 6 — крышка; 7 — ниппель разъединителя; 8 — манжета; 9 — раструбная часть разъединителя; 10 — муфта разъединителя; 11 — несущий патрубок; 12 — шар; 13 — седло; 14 — подвесная разделительная цементировочная пробка; 15 — обсадная труба; 16 — замковая муфта; 17 — переводник корпуса; 18, 24, 25 — соответственно верхняя, средняя и нижняя части корпуса; 19 — патрубок; 20 — набор манжетных уплотнителей; 21, 28 — верхняя и нижняя секции шпинделя; 22 — упорный подшипник качения; 23 — радиальный подшипник скольжения; 26 — золотник; 21 — нажимная гайка; 29 — замковый ниппель

Если при цементировании хвостовиков или секций обсадной колонны с подвеской на цементном камне применяют металлический шар, то в подготовительные работы включают следующие этапы:

спуск устройства в скважину на бурильных трубах на глубину, на которой будет установлена верхняя часть обсадной колонны;

промывку скважины с подачей, не превышающей запланированную при закачке продавочной жидкости в процессе цементирования хвостовика;

фиксирование значения установившегося давления при промывке с заданным режимом;

сбрасывание в трубу металлического шара и прокачивание его при заданной подаче насосов;

определение времени движения шара по трубам до момента среза штифтов и давления, при котором были срезаны штифты;

подъем устройства из скважины, разборка и проверка его состояния. Полученные результаты предварительного испытания учитывают непосредственно при выполнении работ по цементированию хвостовика или секции обсадной колонны.

При этом последняя часть продавочной жидкости, равная объему бурильных труб и закачиваемая вместе с шаром, должна нагнетаться в скважину цементировочными агрегатами с той же подачей, которая была при предварительном испытании.

Рекомендуется устанавливать штифты такого диаметра и прочности, чтобы избыточное давление при их срезе на 5 — 7 МПа превышало рабочее давление при цементировании.

После среза штифтов и открытия боковых промывочных отверстий непрерывно промывают скважину прямой и обратной циркуляцией с максимально возможной подачей цементировочных агрегатов до тех пор, пока не будет удален весь тампонажный раствор, находящийся за бурильными трубами.

Далее периодически промывают скважину до конца срока схватывания тампонажного раствора у верхней границы обсадной колонны, после чего бурильные трубы отсоединяют от обсадных и поднимают на поверхность.

При подвеске хвостовиков и секций обсадных труб, когда нижняя часть бурильной колонны находится в необсаженной части ствола и возникает опасность ее прихвата, применяют устройство, изображенное (на рис. 12.15, б). В отличие от других это подвесное устройство многократного действия. Оно позволяет удерживать и цементировать обсадные трубы в растянутом состоянии с применением разделительных пробок, получать сигнал «стоп», вращать бурильную колонну без отсоединения ее от обсадной в течение всего времени ОЗЦ, а также использовать разъединительные устройства любого типа.

Подвеска включает составной корпус, подвешиваемый на бурильных трубах, двухсекционный шпиндель, смонтированный внутри этого корпуса на упорном подшипнике качения, радиальный подшипник скольжения, золотник, который перекрывает радиальные отверстия шпинделя, наклоненные к его оси. Верхний торец шпинделя и нижняя часть переводника корпуса оборудованы кулачками, которые при вводе их в зацепление и последующем вращении взаимодействуют и обеспечивают отсоединение бурильных труб от обсадных. Наружная верхняя часть золотника и внутренний выступ средней части составного корпуса имеют трапецеидальную резьбу, на которой при вращении бурильных труб и, следовательно, составного корпуса происходит осевое перемещение золотника из крайнего нижнего положения в крайнее верхнее. Крайнее нижнее положение золотника определяется по совпадению его выступающего из корпуса торца с риской на наружной поверхности шпинделя. Корпус устройства заканчивается нажимной гайкой, нижняя часть которой выполнена в виде кожуха, образующего зазор между его внутренней поверхностью и золотником. Гайка одновременно поджимает манжетные уплотнения и направляет поток бурового раствора, прокачиваемого через радиальные отверстия шпинделя.

Тампонажный раствор, поднятый при цементировании выше обсадной колонны, вымывается из скважины через эти отверстия. Упорный шарикоподшипник и подшипник скольжения работают в масляной ванне, которая имеет два закрывающихся пробками отверстия (для подачи масла и выхода воздуха).

Принцип действия подвесного устройства заключается в следующем. В исходном положении весь поток циркулирующей жидкости проходит через башмак обсадной колонны. После окончания ее цементирования и получения сигнала «стоп» вращением бурильной колонны вправо без какой-либо разгрузки приподнимают золотник, открывают боковые промывочные отверстия в подвесном устройстве и вымывают весь тампонажный раствор, поднятый выше обсадных труб. При этом периодически вращают колонну ротором в течение всего времени промывки в период ОЗЦ. Продолжительность и периодичность вращения бурильных труб для исключения их прихватов устанавливают в каждом конкретном случае.

После окончания срока схватывания тампонажного раствора циркуляцию жидкости прекращают и колонну бурильных труб плавно опускают, пока нагрузка на крюке не станет соответствовать весу бурильной колонны. При этом торцовые кулачки подвески входят в зацепление друг с другом, давая возможность вращать ниппельную часть разъединителя и отсоединять бурильные трубы от зацементированного хвостовика или секции обсадной колонны.

Подвески типа ЦП также можно использовать при подвешивании хвостовиков и секций обсадных колонн в обсаженной части ствола.

Подготовка подвесного устройства к работе начинается с заполнения масляной камеры маслом, при этом золотник должен занимать крайнее нижнее положение. Для этого в условиях буровой устройство укладывают на мостки вверх отверстиями для ввода смазочного материала, вывинчивают из них пробки и через одно из этих отверстий заполняют масляную камеру, используя дизельное масло МТ-16.

Затем регулируют положение золотника таким образом, чтобы его выступающий из корпуса торец оказался совмещенным с риской на наружной поверхности шпинделя подвески. Подготовленное устройство опрессо-вывают водой на давление 22,5 МПа. При этом истечение воды через уплотнения между золотником и шпинделем, а также подтекание масла через манжетные уплотнения между золотником и корпусом не допускаются.

Подготовленную к работе подвеску типа ЦП собирают на мостках с разъединителем, заранее закрепленным на обсадной трубе. Затем собранную систему подают в буровую, закрепляют резьбовые соединения подвески с ниппелем разъединителя машинными ключами, устанавливают сборку на элеватор и вращением части подвески цепным ключом проверяют характер перемещения золотника и его положение относительно боковых промывочных отверстий. При этом подсчитывают число оборотов корпуса. Далее собранную систему снова укладывают на мостки.

После спуска в скважину на заданную глубину хвостовика или секции обсадкой колонны на бурильных трубах приступают к цементировочным работам. При этом вращение бурильных труб должно быть исключено.

В процессе цементирования хвостовика трубы расхаживают для предотвращения их прихвата. После получения сигнала «стоп» избыточное давление в колонне снижают до атмосферного. Устанавливают ведущую трубу и вращением бурильной колонны вправо приподнимают золотник подвесного устройства в крайнее верхнее положение. Затем восстанавливают циркуляцию через боковые промывочные отверстия подвески и промывают скважину, периодически вращая бурильную колонну до полного удаления тампонажного раствора, поднятого над обсадными трубами.

После истечения заданного периода ОЗЦ бурильные трубы подают вниз с разгрузкой до «собственного веса» и одновременной промывкой скважины одним насосом при подаче 10 л/с. При этом кулачки подвески сходятся, давление повышается, и буровой насос останавливают.

Если при креплении скважины применяли резьбовой разъединитель, то последующим вращением бурильных труб вправо их отсоединяют от обсадных, приподнимают над верхней частью хвостовика, восстанавливают циркуляцию и после непродолжительной промывки подвесное устройство поднимают на поверхность.

После подъема из скважины подвесное устройство промывают водой, очищают, смазывают и хранят под навесом на выкладках. Это устройство можно применять многократно.

На клиньях хвостовики и секции обсадных колонн подвешивают только в обсаженной части скважины, где практически мал износ внутренней поверхности обсадных труб. Основной принцип этого способа подвешивания заключается в том, что спускаемую часть обсадной колонны заклинивают, вводя клиновидные плашки, расположенные на ее наружной поверхности, в кольцевой межколонный зазор.

Клиновое подвесное устройство устанавливают под разъединителем. Оно служит для цементирования обсадных колонн в растянутом состоянии после отсоединения бурильных труб от обсадных. Подвеску на клиньях можно осуществлять при наличии поглощений любой интенсивности. Клиновые подвесные устройства невозможно применять в следующих случаях: при малых кольцевых межколонных зазорах (менее 30 мм); при спуске обсадной колонны в скважину, сопряженном с проработкой осложненного ствола и расхаживанием хвостовика или секции; при значительном износе внутренней поверхности предыдущей обсадной колонны, в которой планируется подвеска; при весе спускаемого хвостовика или секций обсадной колонны, превышающем 10 кН.

По принципу действия клиновые подвесные устройства подразделяют на механические и гидравлические.

Механическая клиновая подвеска (рис. 12.16) состоит из цилиндрического корпуса 8, верхняя часть которого заканчивается муфтой 1 с конусообразной наружной поверхностью, предназначенной для распора при скольжении по ней клиновых плашек. На корпус свободно надет перемещаемый по нему в осевом и радиальном направлениях узел подвески, со-

Рис. 12.16. Механическая клиновая подвеска в транспортном положении:

1 — конусообразная муфта; 2 — клиновые плашки; 3 — соединительная пластина; 4, 7 — верхнее и нижнее кольца центратора; 5 — штифт; 6 — пружинный центратор; 8 — корпус

стоящий из пружинного арочного центратора 6 и расположенных выше него четырех клиновидных плашек 2, каждая из которых связана с центратором посредством вертикальных пластин 3 одинакового размера. Каждая пластина верхним концом скреплена с соответствующей плашкой, а нижние концы пластины прикреплены к верхнему кольцу центратора 4. Это кольцо имеет крючок, который замыкается на ввинчиваемый в корпус штифт. Клиновидные плашки имеют гладкую внутреннюю поверхность, которая обеспечивает скольжение плашек на конусообразной муфте 1, а снаружи — зубцы для качественного контакта с поверхностью обсадной трубы, на участке которой работают клинья и осуществляется подвеска хвостовика.

Штифт 5 ввинчивают в корпус 8 после того, как на него будет надет центратор с клиновидными плашками. Он предназначен для удержания клиньев в транспортном положении при спуске хвостовика или секций обсадной колонны.

Размер центратора должен соответствовать внутреннему диаметру обсадной колонны.

Клиновое устройство устанавливают на первой трубе под разъединителем в транспортном состоянии с замкнутым на штифте крючком. При этом клиновидные плашки занимают относительно муфты нижнее положение, не выступают за пределы ее максимального наружного диаметра и не препятствуют спуску обсадных труб в скважину.

После спуска хвостовика на заданную глубину колонну труб приподнимают на необходимую высоту и поворачивают влево. При этом штифт, повернутый совместно с корпусом, выходит из зацепления с крючком, который остается неподвижным относительно корпуса подвески вследствие действия сил трения при взаимодействии распертого центратора со стенками обсадной колонны.

Далее колонну плавно подают вниз, конусообразная муфта начинает входить в клиновидные плашки, раздвигая их до полного расклинивания в кольцевом межколонном зазоре. Хвостовик остается подвешенным на клиновидных плашках, упирающихся в стенки обсадной трубы предыдущей колонны.

Затем общий вес колонны (бурильных и обсадных труб) снижают на значение веса обсадных труб, вращением бурильных труб вправо отсоединяют их от обсадных и приступают к цементированию подвешенного на клиньях хвостовика.

Рис. 12.17. Клиновое подвесное устройство гидравлического действия:

1 — обсадная труба; 2 — конусообразная муфта; 3 — корпус; 4,    7    —

верхнее и нижнее кольца центратора; 5 — штифт; 6 — пружинная планка центратора; 8 — поршень; 9 — соединительная муфта

Принцип работы клинового подвесного устройства гидравлического действия (рис. 12.17) заключается в использовании механизма передачи усилий внутреннего избыточного давления через гидравлический канал связи на поршень, взаимодействующий с клиновидными плашками подвески. При этом поршень распирает их между конусообразной муфтой и стенками обсадной колонны. Одновременно колонну труб подают вниз и подвешивают хвостовик на клиньях.

Подвесные устройства на упоре обеспечивают подвеску хвостовиков первых секций или сплошных обсадных колонн на различных участках обсаженного ствола скважин, где образована опорная поверхность.

Упорами, на которых устанавливают спускаемые обсадные колонны, могут служить внутренние проточки в толстостенных патрубках, устанавливаемых на нижнем участке предыдущей колонны перед ее спуском в скважину; верхняя часть ранее спущенного хвостовика; зона перехода от большего диаметра к меньшему при двухразмерной промежуточной колонне.

Каждому на указанных трех видов опорной поверхности соответствует подвесное устройство, которым оборудуют спускаемый хвостовик.

В отличие от подвесок на цементном камне эта группа устройств может быть использована только при условии спуска хвостовика до заданной глубины. При нарушении этого условия, в случае установки хвостовика или секции обсадной колонны выше намеченной глубины, устройство не дойдет до упора и не сработает. В связи с этим способ подвески на упоре применяют в тех скважинах, где не наблюдаются случаи преждевременной остановки колонн при их спуске.

При креплении скважины хвостовиком или секцией обсадной колонны необходимо, чтобы глубина скважины была больше глубины установки башмака колонны примерно на 10 м.

Подвеска на упоре в ранее спущенной колонне заключается в применении подпружинивающих кулачков, которыми оборудуется верхняя часть спускаемого хвостовика. При движении хвостовика вниз кулачки прижимаются к стенкам предыдущей колонны и скользят по ним. При достижении кулачками внутренних проточек, выполненных в предыдущей колонне, они входят в проточки и обеспечивают зависание спускаемого хвостовика. Площадь контакта опорных поверхностей такова, что практически обеспечивается подвеска колонны неограниченного веса.

Подвеску спускаемой колонны на верхней части ранее спущенного хвостовика (рис. 12.18, а) осуществляют с помощью опорной втулки, которая имеет периферийные вертикальные каналы для циркуляции жидкости.

Рис. 12.18. Схема упорной подвески на кулачках:

а — спускаемая секция обсадной колонны с упором на верхней части зацементированного хвостовика; 1 — спускаемая секция обсадной колонны; 2 — стопорная втулка; 3 — муфта; 4 — зацементированный хвостовик; 5 — промежуточная обсадная колонна;

6    — хвостовик на упоре в двух

размерной колонне; 1 — спускаемый хвостовик; 2, 5 — муфты;

3 — опорная втулка; 4 — патрубок;    6    —    переводная    муфта;

7    — первая промежуточная колонна

Наружный диаметр втулки должен быть больше наружного диаметра зацементированного хвостовика, на котором подвешивают колонну. Упорную подвеску спускаемого хвостовика в двухразмерной обсадной колонне (рис. 12.18, б) проводят в переходной части труб разных диаметров также с помощью аналогичной втулки. Чтобы осуществить такую подвеску, необходимо предусмотреть в переводниках для двухразмерных колонн специальную площадку для установки опорной втулки.

Для соединения спускаемых секций обсадных колонн с предыдущими существует несколько разновидностей устройств, обеспечивающих стыковку секций на глубине и образование с их помощью сплошной обсадной колонны. Соединители подразделяют на устройства для соединения цементируемых и нецементируемых (съемных) секций обсадной колонны.

Ко всем соединительным устройствам предъявляют следующие основные требования: обеспечение соосности соединяемых секций, проходимости через них долот, а также различных инструментов и приборов; создание надежного герметичного соединения секций обсадных колонн.

Соединители для неразъемного соединения секций оснащены замком, который взаимодействует с раструбом разъединителя.

Секции стыкуются следующим образом. Ниппель соединителя вводят в раструб, предохранительная втулка садится на торец раструба, и индикатор веса показывает «посадку колонны». При этом усилие разгрузки не должно превышать усилия среза штифтов, удерживающих предохранительную втулку на ниппеле соединителя.

Далее подбирают длину обсадных труб на верхнем конце секции с расчетом, чтобы при конечной глубинной стыковке оставался свободным ход вверх и вниз ее нижнего конца, а вся секция оказалась жестко подвешенной на колонном фланце. Подобрав нужные по длине трубы с установкой на верхней трубе конусообразной подвесной муфты и заменив ими верх секции, разгружают колонну до момента срезания предохранительной втулки и вывода уплотнений из транспортного положения в рабочее. При этом на индикаторе веса восстанавливается показание полного веса нецементированной секции. Измеряя свободный ход, секцию подают вниз до тех пор, пока конусообразная муфта не окажется подвешенной на колонном фланце.

12.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ

Способность тампонажных цементов после затворения водой к структурообразованию и твердению (превращению в камень) обусловила их применение для цементирования скважин.

Применительно к портландцементу (который используют в качестве тампонажного цемента для «холодных» и «горячих» скважин) первой стадией структурообразования является возникновение коагуляционной структуры исходных частиц цемента и гидратных новообразований. На второй стадии развивается сплошная рыхлая кристаллизационная структура гидроалюмината, которая обычно разрушается при перемешивании раствора. Третья стадия — это образование кристаллизационной структуры гидросиликатов.

При затворении цемента водой сначала происходит растворение его небольшой части, вступающей в химическое взаимодействие с водой, до насыщения. Затем наступает период коллоидации, характеризующейся высокой дисперсностью частиц цемента, — период собственно схватывания (коагуляционного структурообразования), переходящего в собственно твердение (период кристаллизации) раствора при переходе системы из менее устойчивого состояния в более устойчивое.

Природа сил, обусловливающих прочность тампонажного камня, имеет разные толкования, основанные как на кристаллизационной, так и на коллоидно-химической теории. В первом случае она объясняется срастанием кристаллов в местах контактов за счет ионно-химических связей, а во втором — сцеплением частиц благодаря ван-дер-ваальсовым поверхностным силам.

Процесс структурообразования вяжущих веществ проходит в два этапа.

Результатом первого этапа является получение коагуляционной структуры частиц и гидратных новообразований. Пластическая прочность структуры к этому моменту низка, темп нарастания ее медленный и зависит от связывания воды, степени диспергирования цемента в воде и накапливания гидратных новообразований. Такая система тиксотропна, и связь между частицами в ней обеспечивается через гидратные оболочки, которые отделяют их друг от друга. После механического разрушения системы связь восстанавливается.

Второй этап характеризуется возникновением и развитием кристаллизационной структуры гидратов цементных минералов. Поверхность частиц увеличивается, возникают молекулярные связи между ними. Этот процесс характеризуется интенсивным нарастанием прочности структуры. Формируется непосредственная связь между частицами, которая отличается высокой прочностью и необратимым характером разрушения (например, при запоздалом продавлении раствора).

Существенное влияние на процесс твердения цементного раствора оказывают температура и давление. С их увеличением ускоряется гидратация, изменяется растворимость твердых веществ в жидкой фазе, изменяется также фазовый состав продуктов гидратации цементов, шлаков и других вяжущих материалов.

В заколонном пространстве может сложиться такая ситуация, при которой одновременное перемешивание тампонажного раствора и изменение температуры приведут к схватыванию и твердению цементного раствора отдельными зонами. Картина примет еще более мозаичный характер, если учесть действие повышенного водоцементного отношения и изменяющуюся концентрацию реагентов-структурообразователей.

Если при нормальных условиях добавляемый песок является практически инертным наполнителем, то при повышенных температурах кварц становится активным и взаимодействует с составляющими цемента.

Кварц, растворяясь в воде при нагревании и под давлением, вступает в реакцию с известью; на этом принципе основано производство песчаноизвестковых кирпичей. Скорость этой реакции в значительной степени зависит от удельной поверхности кварца.

Общепризнанная теория природы процессов гидратационного струк-турообразования и твердения шлаковых растворов в настоящее время отсутствует.

Взаимодействие шлаков с водой сопровождается комплексом процессов, включающих адсорбцию, ионный обмен, выщелачивание, гидролиз, гидратацию и другие, в результате которых происходят деструкция исходных фаз и возникновение новых.

При нормальной температуре как комовые, так и гранулированные шлаки даже при наиболее благоприятных химическом и фазовом составах почти не проявляют вяжущих свойств. При введении в раствор щелочных соединений гидроксидов натрия, кальция, калия происходят дальнейшие гидролиз и гидратация. Кроме щелочной активации шлаков на практике применяют еще сульфатную, а также комбинированную. Обычно в качестве щелочных активаторов используют известь и портландцемент, а в качестве сульфатных — гипс и ангидрит.

Мощное средство пробуждения гидравлической активности доменных шлаков — повышение температуры.

Добавки кварцевого песка при высоких температурах в значительной степени интенсифицируют гидратацию шлака с образованием низкоосновных высокопрочных гидросиликатов.

Шлакопесчаные растворы при высоких температурах и давлениях дают плотные и прочные камни, очень стойкие в агрессивных средах.

Твердение тампонажного камня в условиях циклического температурного воздействия (скважины с термическим воздействием на пласты) характеризуется существенным изменением их физико-механических свойств.

Тепловая обработка значительно интенсифицирует процессы гидратации и твердения. Результаты исследований показывают, что в среде пара процессы гидратации и роста кристаллогидратов протекают интенсивнее, чем в воде.

ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ И КАМНЯ

Структурно-механические свойства тампонажных растворов.

Формирование потока тампонажного раствора и «удобоукладываемость» в заколонном пространстве во многом зависят от его реологических свойств. Реологическую характеристику тампонажных растворов можно существенно улучшить путем применения реагентов.

Пригодность тампонажных растворов к прокачиванию для цементирования скважин определяется началом схватывания.

При низких температурах тампонажные растворы из тампонажных портландцементов, имея длительные сроки схватывания (10—15 ч и более), для ускорения работ на скважинах требуют введения ускорителей. Успешно используют хлористый кальций и хлористый алюминий.

Температура — главный фактор, резко изменяющий сроки схватывания и время загустевания тампонажных растворов. Давление оказывает меньшее влияние. С возрастанием давления от атмосферного до 60 МПа сроки схватывания сокращаются более чем вдвое. При одновременном воздействии температуры и давления сокращение сроков схватывания еще больше.

Большинство реагентов, влияющих на сроки схватывания, изменяют в том же направлении и время загустевания тампонажных растворов.

Положительное свойство шлаков — их относительно легкая обрабатываемость замедлителями.

Велико значение удельной поверхности цемента. Для шлакопесчаных растворов увеличение удельной поверхности песка способствует замедлению процесса схватывания раствора. Еще большее замедление процесса гидратации происходит в смесях, полученных совместным помолом шлака и песка.

Отмеченный замедляющий эффект — результат физико-химического взаимодействия частиц шлака и песка в момент их дробления.

Время загустевания короче сроков схватывания растворов, различия между ними достигают ощутимых величин, и этого нельзя не учитывать (табл. 12.10).

При увеличении давления от 40 до 110 МПа время загустевания сокращается от 220 до 75 мин, т.е. приблизительно в 3 раза.

Одновременное колебание температуры и давления (по программе изменения условий при закачке и движении тампонажного раствора) значительно влияет на время загустевания раствора, которое отличается от времени загустевания, определяемого при забойных температурах и давлении.

Одна из основных причин загустевания растворов — образование загущенных пачек смеси химически обработанных тампонажных и буровых растворов, резко повышающих давление продавки.

Плотность тампонажных растворов. Плотность растворов из тампонажных цементов для скважин с температурой 22 и 75 °С, затворенных водой в количестве 50 % (массовая доля), равна 1,83—1,85 г/см3. Шлакопесчаные растворы более легкие, и плотность их колеблется в пределах 1,73 — 1,80 г/см3 при том же водоцементном отношении.

Плотность тампонажных растворов зависит от водоцементного отношения (для конкретного цемента). Повышение плотности тампонажного раствора за счет уменьшения водоцементного отношения ограничивается его способностью прокачиваться и временем загустевания, которое при этом сокращается.

Чтобы повысить плотность раствора при значительном снижении водоцементного отношения (до 0,3), его прокачиваемость можно улучшить обработкой раствора поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Повышение плотности тампонажных растворов введением утяжеляющих добавок наиболее эффективно и часто применяется; обеспечивается введением таких утяжелителей, как барит, гематит, магнетит, кварцево-магнетитовый песок.

Опыт показывает, что необходимыми условиями, которым должны удовлетворять утяжелители для повышения плотности тампонажных растворов, являются чистота от водопотребных примесей и относительно низкая удельная поверхность.

Плотность тампонажных растворов можно снизить следующими путями:

введением в тампонажный раствор газа (воздуха) или жидкости затво-рения (с ПАВ) различными способами;

введением в тампонажный раствор большого количества воды затво-рения (со структурообразователями);

применением вяжущих веществ с низкой плотностью.

Наибольшее снижение плотности тампонажных растворов обеспечивается введением в них газа (воздуха). Последнее можно обеспечить их аэрированием (наиболее эффективное мероприятие), введением воздуха вместе с материалами, содержащими воздух (перлит, керамзит и др.).

Цементно-бентонитовые и цементные растворы с добавкой ПАВ легко поддаются аэрированию путем механического перемешивания, при этом сохраняется равномерное распределение воздуха по всему объему раствора.

Плотность тампонажных растворов снижают путем введения в них добавок, имеющих невысокую плотность. К ним относят гильсонит, кир, отходы целлюлозного производства. Абсолютная величина снижения плотности растворов невелика.

Таблица 12.10

Сопоставление сроков схватывания и времени загустевания растворов из цемента Карадагского завода для скважин с температурой 75 °С

Состав смеси, доли

Добавки, %

Массовая доля воды в смеси , %

Условия опыта

Срок схватывания Тс, мин

Время загустевания Тз, мин

Tc/T3

Цемент

Гипан

ССБ

Хромпик

t, °С

р, МПа

1

50

60

30

120

81

1,48

3

1

76

60

30

130

128

1,02

1

0,6

0,30

38

90

45

420

160

2,63

3

1

0,7

0,35

71

90

45

130

41

3,17

До растекаемости 19

— 20 см.

В целях снижения плотности тампонажных растворов эффективно введение в них значительного объема воды. Водоцементное отношение при этом составляет единицу и более. Для удержания воды и предупреждения седиментации твердой фазы в растворе вводят структурообразователи, в первую очередь глину (лучше бентонитовый порошок). Для удержания больших количеств воды применяют тонко измельченные опоку, трепел и другие материалы. Высокомолекулярные органические добавки типа КМЦ также приводят к резкому повышению седиментационной устойчивости тампонажных растворов.

Лучших результатов можно достичь комбинированной обработкой тампонажных растворов, когда в них вводят глины и высокомолекулярные добавки, что приводит к снижению механической прочности цементного камня и удлинению сроков схватывания (время загустевания при этом может уменьшиться).

Механические свойства тампонажного камня. Интегральным показателем качества цементного камня считают механическую прочность. Применительно к разобщению пластов, проходимых скважиной, такое мнение не всегда обоснованно. Весьма важно обеспечить получение непроницаемого коррозионно-стойкого камня, формирующегося без усадки.

При высоких температурах и давлениях шлакопесчаные растворы твердеют, набирая прочность, в значительном диапазоне температур. Для каждой температуры существуют оптимальные значения удельной поверхности шлака, при которых шлаковый камень имеет максимальную прочность. Чем выше температура, тем более глубокого помола должен быть шлак. При температуре 130 °С оптимальная удельная поверхность шлака 3000-3500 см2/г.

Добавки кварцевого песка естественной крупности при температуре до 130 °С и давлении 40 МПа существенно изменяют механическую прочность шлакового камня двухсуточного возраста. В этом случае песок выполняет роль наполнителя, так как в таких условиях он медленно вступает в химическое взаимодействие с продуктами гидратации шлака. Положительное влияние песка естественной крупности при этой температуре проявляется при более длительных сроках твердения камня.

Газоводопроницаемость портландцементного раствора и камня. На проницаемость портландцементных образцов первостепенное влияние оказывает температура. Давление при пониженных температурах способствует понижению проницаемости образцов, при высоких температурах — не оказывает влияния либо несколько повышает ее.

Значительно влияет на изменение проницаемости цементного камня водоцементное отношение. Изменение проницаемости цементных образцов односуточного возраста из цемента Карадагского завода при различных условиях с переменным водоцементным отношением приведено в табл. 12.11.

Проницаемость шлакопесчаных камней, твердеющих при температурах более 120 °С, снижается до нуля с течением времени, а проницаемость твердеющих при 140 °С и выше уже через 1 сут приближается к нулевой.

Только применение кварцевых (SiO2) добавок способствует снижению проницаемости портландцементного камня, твердевшего при высоких температурах и давлениях, до значений, близких к нулю.

Сцепление цементного камня со стенкой скважины и обсадными трубами. Качественную изоляцию продуктивных горизонтов и крепление

В/Ц, %

Коэффициент проницаемости, мкм2

t = 75 °C, p = 10 МПа

t = 110 °C, p = 30 МПа

t = 150 °C, p = 40 МПа

t = 175 °C, p = 50 МПа

40

0,00

0,07

4,50

50

0,61

1,72

32,4

49,8

60

1,47

5,26

71,0

стенки скважин часто связывают со сцеплением твердеющего цементного раствора и камня с породами, составляющими разрез скважины, и металлом обсадных труб, что не совсем верно. Однако одним из важнейших (и труднейших) вопросов остаются нормы и требования к этому параметру.

Процессы взаимодействия цемента с металлом и породой сложны. Они определяются как физико-химическими свойствами цемента, природой металла и пород, адгезией, химическим сродством, так и условиями твердения цементного раствора.

Рентгеновский анализ позволил установить, что в контактном слое цемента с железом происходят реакции, сопровождающиеся образованием полукальциевого феррита, благодаря уплотнению и старению которого с течением времени сцепление возрастает.

Для оценки сцепления245 применительно к условиям работы цементного кольца в скважине при удержании им колонны, очевидно, приемлемым является метод выдавливания стального стержня из цементного образца, так как колонна также стремится сдвинуться вниз относительно цементного кольца.

Тепловыделение при гидратации тампонажного цемента. Определенную роль в изменении теплового режима скважины в период ОЗЦ играют тепловыделение тампонажного материала и его теплофизические свойства. Колебания температуры в гидратирующем цементе обусловлены физикохимическими превращениями, которые характеризуют интенсивность реакций, их глубину и физическое состояние системы.

Количество теплоты, выделяемой 1 кг цемента при схватывании и твердении при температуре 18 °С, составляет от 6,3 до 20,9 кДж/ч. Максимум температуры отмечается через 10—13 ч после затворения.

В условиях теплообмена с окружающей средой абсолютное значение колебаний температуры в период ОЗЦ в реальной скважине зависит не только от тепловыделения и теплофизических свойств тампонажного материала, но и от его количества на единицу длины ствола (с учетом замещения бурового раствора), распределения его по кольцевому пространству и условий взаимодействия с пластами.

Термохимические свойства тампонажных цементов существенно зависят от состава и тонкости помола цемента, содержания и химико-минералогического состава наполнителей, химических реагентов и их количества, водоцементного отношения, условий твердения тампонажного раствора и др. С достаточной для практики точностью принимается, что количество теплоты, выделяющейся при твердении тампонажного раствора, пропорционально массе образовавшихся в результате гидратации продуктов.

Весьма пониженным тепловыделением отличаются шлакопортланд-цементы, причем скорость тепловыделения определяется свойствами (активностью, тонкостью помола и т.д.) как портландцемента, так и шлака, а также совместным их влиянием на эффект тепловыделения (Ф.М. Ли).

Чем активнее добавка, тем меньше снижается экзотермический эффект.

Пластифицирующие добавки создают препятствия для проникновения воды к цементным частицам в начале процесса, в результате чего замедляется процесс гидратации цемента.

Существенное влияние на скорость тепловыделения оказывают температурные условия твердения цементного раствора.

Седиментационные процессы в цементном (тампонажном) растворе. Значительное количество воды, принятое (50 %) для затворения тампонажных цементов, приводит к некоторым чрезвычайно нежелательным последствиям для герметизации заколонного пространства и разобщения пластов.

После продавливания в заколонное пространство тампонажный раствор можно представить как систему, состоящую из огромного числа различных по форме и размерам частиц, покрытых сольватными оболочками и соединенных между собой в пространственную структурную решетку некоторыми прочностными связями.

С течением времени при твердении цементного раствора поровое давление снижается. Это подтверждается лабораторными и промысловыми исследованиями. Процесс снижения порового давления тампонажного раствора, наблюдаемый на стендах, описывается исследователями качественно.

В общем случае сразу же после продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство прочностные связи между частицами слабы. Твердая фаза раствора находится во взвешенном состоянии и оказывает давление на поровую жидкость. Это состояние неустойчивое, и система стремится к равновесию. Твердые частицы под действием силы тяжести стремятся седиментировать. Но в отличие от зерен кварцевого песка при его малой концентрации в воде смоченные и начавшие гидратировать частицы цемента оседают, цепляясь друг за друга (флокулы), стенки скважины и обсадной колонны.

Седиментация в тампонажных растворах подчиняется не закону Стокса (как в случае седиментации, например, кварцевого песка), а законам течения в капиллярно-пористых телах (Ф.М. Ли).

Высокая водоотдача, седиментационная неустойчивость тампонажных растворов являются причиной образования каналов в заколонном пространстве, заполненных вначале водой затворения и затем освобождающихся от нее за счет действия эффекта контракции.

Водоотдача (фильтрация) — движение фильтрата тампонажного раствора через проницаемую перегородку под действием перепада давления. Скорость фильтрации прямо пропорциональна перепаду давления около фильтровальной перегородки и обратно пропорциональна сопротивлению, испытываемому жидкостью при движении через перегородку и слой образовавшегося осадка.

В реальных процессах фильтрации, к которым относят фильтрацию тампонажных растворов, наблюдаются и закупорка пор, и образование осадка.

Для тампонажных растворов водоотдача с течением времени затухает. Однако она очень велика в начальной стадии, поэтому необходимо стремиться уменьшить ее до момента, когда раствор будет обладать некоторой структурой определенной прочности, способной удерживать воду. Тампонажные растворы в процессе фильтрации образуют несжимаемые и сжимаемые осадки.

Большое влияние на процесс фильтрации оказывает вязкость дисперсионной среды. Чем меньше вязкость, тем интенсивнее процесс фильтрации.

Процесс водоотдачи тампонажного раствора отличается большой сложностью и зависит от многих причин. Прежде всего на водоотдачу влияет удельное сопротивление фильтрационной корки.

Существенное снижение водоотдачи тампонажных растворов обеспечивается их химической обработкой. Перемешивание и абсолютное давление оказывают существенное влияние на водоотдачу тампонажного раствора, снижая ее.

Водоотдача растворов на базе доменного шлака имеет ту же направленность изменения.

Контракционный эффект при твердении тампонажных растворов.

При гидратации цемента сокращается физический (абсолютный) объем системы цемент — вода вследствие образования продуктов, обладающих меньшим физическим объемом, чем сумма физических объемов исходных веществ. Это явление получило название контракции (стяжения объема).

Применительно к решению проблемы газопроявлений при креплении скважин внимание привлекает изучение внешнего эффекта контракции — разрежение в твердеющем цементном растворе — камне, т.е. при затвердевании цементный раствор — камень развивает вакуум, что является причиной засасывания флюида.

С увеличением температуры контракция возрастает, особенно в первой ее стадии. В дальнейшем скорость контракции стабилизируется.

Установлено, что с увеличением температуры за равные промежутки времени количество поступающей в цементный раствор воды возрастает.

Введение добавок-наполнителей влияет на величину создаваемого цементным раствором вакуума. Вводимая добавка замещает часть цемента, на единицу объема цементного раствора снижается количество поглощаемого газа (воды), и, следовательно, уменьшается абсолютное значение вакуума, что и может быть учтено при регулировании указанного явления.

В растворе, состоящем из 1220 кг цемента и 1 м3 воды, контракция составляет до 98 л/м3.

Развитие с течением времени контракционного эффекта способствует извлечению из бурового раствора избыточной, не участвующей в устойчивом обменном комплексе воды. Буровой раствор и корка обезвоживаются, и создаются благоприятные условия для образования каналов.

Известно, что буровой раствор или фильтрационная корка, находящаяся в контакте с цементным раствором во время его твердения, превращаются, как правило, в камнеподобное тело. При погружении его в воду не происходит набухания, оно практически не поглощает воды, оставаясь рас-тресканной твердой массой с многочисленными каналами.

За определенный отрезок времени количество поглощенной воды цементами из фильтрационной корки (раствора) при высоких температурах (100—125 °С) в несколько раз больше, чем при нормальных температурных условиях, так как происходит более глубокая гидратация цемента.

Установлено, что каналы в фильтрационной корке (растворе) образуются значительно раньше полного ее обезвоживания. Тем не менее процесс поглощения воды твердеющим цементным раствором из бурового раствора и через него будет продолжаться, а каналы дадут возможность проникать газу из пласта. Пристеночный, контактирующий с металлом слой бурового раствора обезвоживается, превращаясь в трещиноватую высокопроницаемую массу под действием вакуума, создающегося во время твердения цементного камня. С ускорением процесса (при повышении температуры) эффект контракции цемента проявляется более интенсивно.

К мероприятиям, понижающим интенсивность образования каналов и обезвоживания бурового раствора и корки, относят следующие: применение тампонажных материалов с пониженным контракционным эффектом (шлаки, органоминеральные и органические композиции), в том числе и портландцементов с уменьшенным содержанием алюминатных фаз и других составов; использование наполнителей в тампонажных растворах, снижающих общий эффект контракции материала в результате уменьшения содержания вяжущего в единице объема; применение специальных или буферных жидкостей перед цементным раствором, отверждающих фильтрационную корку; использование химреагентов, снижающих величину или скорость прохождения контракционного эффекта в тампонажном растворе — камне. Однако кардинальным мероприятием, предупреждающим образование каналов в невытесненном буровом растворе и корке, является полное замещение бурового раствора цементным.

МАТЕРИАЛЫ И ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ ДЛЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ

Одним из основных этапов заканчивания скважин является цементирование скважин с использованием тампонажных цементов.

Раствор, получаемый после затворения тампонажного цемента водой (или иной жидкостью), обработанной химическими реагентами (или без них) для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса, называют тампонажным.

Тампонажные растворы применяют для разобщения пластов в самых различных геолого-технических условиях: от —15 до +250 °С и от 1,5 до 200 МПа в каналах заколонного пространства размером от нескольких миллиметров до 0,5 м, в каналах длиной от нескольких сотен до нескольких тысяч метров при наличии самых разнообразных пород в разрезе скважины, представленных относительно инертными в химическом отношении породами и легко растворимыми солями, прочными или рыхлыми, подверженными гидроразрывам и разрушениям других видов.

В таких условиях, используя цементный раствор лишь одного типа, нельзя обеспечить герметичность заколонного пространства. Нужны растворы, изготовляемые из разных цементов и обрабатываемые химическими реагентами при использовании различных технологических схем приготовления.

Тампонажные цементы, из которых изготовляют тампонажные растворы, можно классифицировать по следующим признакам: вещественному составу, температуре применения, плотности тампонажного раствора, устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод, линейным деформациям тампонажного камня при твердении.

1.    По вещественному составу в зависимости от содержания добавок тампонажные цементы разделяют на группы: 1 — без добавок, 2 — с добавками.

2.    По температуре применения (°С) тампонажные цементы подразделяют на группы: 1 — для низких температур (ниже 15); 2 — для нормальных температур (от 15 до 50); 3 — для умеренных температур (от 50 до 100); 4 — для повышенных температур (от 100 до 150); 5 — для высоких температур (от 150 до 250); 6 — для сверхвысоких температур (выше 250); 7 — для циклически меняющихся температур.

3.    По плотности тампонажного раствора (кг/м3) тампонажные цементы делят на группы: 1 — легкие (ниже 1400); 2 — облегченные (1400—1650);

3 — нормальные (1650—1950); 4 — утяжеленные (1950 — 2300); 5 — тяжелые (выше 2300).

4.    По устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод тампонажные цементы разделяют на группы: 1 — устойчивые только к хлоркальциево-натриевым водам; 2 — устойчивые к сульфатным и хлоркальциево-натриевым водам; 3 — устойчивые к кислым (углекислым, сероводородным) водам; 4 — устойчивые к магнезиальным водам; 5 — устойчивые к полиминеральным водам.

5.    Кроме того, применяют тампонажные растворы, в которых в качестве жидкости затворения используют воду с солями (до насыщения), тампонажные растворы на нефтяной основе, аэрированные тампонажные растворы, органоминеральные композиции (вплоть до исключения минерального компонента), быстросхватывающиеся составы для борьбы с поглощением при бурении скважин и др.

Тампонажный портландцемент. Тампонажный цемент представляет собой продукт, состоящий из смеси тонкомолотых вяжущих веществ (портландцемент, шлак, известь и др.), минеральных (кварцевый песок, опока, диатомит, цеолит, трепел, глина, шлак и т.д.) или органических (резиновая крошка, нефтяной кокс, кероген-Т и пр.) добавок, после затворения которого водой получают раствор, а затем камень.

В зависимости от вяжущей основы тампонажные цементы делят на несколько видов: тампонажный цемент на базе портландцемента, тампонажный цемент на базе доменных шлаков, белитокремнеземистый цемент, известково-песчаные смеси, прочие на минеральной основе (гипсовые, на основе природных минералов и горных пород) и органические крепители.

Активные свойства тампонажного порландцемента определяются в основном химически связанным оксидом кальция СаО с кремнеземом, глиноземом и оксидом железа.

Кремнезем способствует образованию силикатов кальция и алюминия, придает цементу гидравлические свойства, т.е. способность затвердевать и длительное время работать в водной среде. Увеличение содержания SiO2 приводит к некоторому уменьшению сроков схватывания тампонажных растворов в комнатных условиях и повышает сульфатостойкость цементного камня.

Глинозем способствует ускорению схватывания цементного раствора, но понижает прочность камня.

Увеличение количества оксида железа в цементе приводит к замедлению процессов схватывания тампонажных растворов и снижает раннюю прочность цементного камня.

В качестве примесей в портландцементе содержатся еще некоторые оксиды.

При обжиге оксидов до температуры спекания (около 1450 °С) они, вступая во взаимодействие друг с другом, образуют искусственные минералы, называемые клинкерными.

К минералам-силикатам относят трехкальциевый 3СаО-ЯЮ2 и двухкальциевый 2СаО-ЯЮ2 силикаты.

К минералам-плавням относят следующие соединения: трехкальциевый алюминат 3СаО-Л1203, пятикальциевый триалюминат 5СаО-3Л!203, однокальциевый алюминат СаО-Л1203, четырехкальциевый алюмоферрит 4СаО-Л!203-Ге203, однокальциевый феррит СаО-Ге2С3, двухкальциевый феррит 2СаО-Бе203, минерал Торопова 46СаО-16Л!203-7Ге203.

Кроме минералов в силикатном цементе содержится стекловидная масса, представляющая собой эвтектический расплав, из которого не успели выделиться минералы ввиду быстрого охлаждения цементного клинкера. Содержание этой массы составляет 5—12 %. Стекло состоит в основном из незакристаллизовавшихся ферритов, алюминатов, двухкальциевого силиката, щелочных соединений, части содержащегося в клинкере оксида магния.

К важнейшим минералам относят алит и белит. Белит состоит в основном из трехкальциевого силиката. Белит представляет собой одну из модификаций двухкальциевого силиката (2СаО-ЯЮ2). Промежуточное вещество состоит в основном из целита (алюмоферрит кальция) и заполняет промежутки между кристаллами алита и белита.

Свойства тампонажных портландцементов определяются в значительной степени важнейшими минералами, к которым относят: трехкальциевый силикат 3СаО-8Ю2(С38), двухкальциевый силикат 2СаО-8Ю2(С2Я), трехкальциевый алюминат 3СаО-Л1203(С3Л), четырехкальциевый алюмоферрит 4СаО-Л1203-Ге203(С4ЛГ).

При производстве тампонажных портландцементов применяют активные минеральные добавки к вяжущим веществам. Согласно ОСТ 21-9 — 81, активными минеральными добавками называют вещества (природные и искусственные), которые при смешении в тонкоизмельченном виде с воздушной известью и при затворении водой образуют тесто, способное после твердения на воздухе продолжать твердеть и под водой.

Специальные тампонажные цементы. Широкое разнообразие геологотехнических условий в отечественной практике бурения и крепления скважин вызывает необходимость разработки специальных тампонажных цементов, к которым относят шлакопесчаные цементы.

Роль вяжущего материала в шлакопесчаных цементах исполняет шлак, активность которого повышается с ростом температуры, а роль замедлителя — кварцевый или кварцево-магнетитовый песок.

Доменные шлаки, давно применяемые в строительной практике, по химическому составу приближаются к портландцементному клинкеру, отличаясь от него обычно меньшим содержанием оксида кальция.

В настоящее время в строительной промышленности существует несколько видов вяжущих материалов на базе доменных шлаков. Эти шлаки, как основные, так и кислые, применяют в цементной промышленности главным образом в гранулированном виде.

Свойства шлаковых цементов существенно отличаются от свойств портландцемента. При нормальных условиях шлаковые цементы очень медленно твердеют, однако с повышением температуры до 100 °С и более процессы схватывания и твердения интенсифицируются, и из шлакопесчаного цемента образуются плотные и прочные камни, очень стойкие в агрессивных средах. Остальные технические свойства (изменение объема, водопотребность, подвижность и др.) близки к свойствам портландцемента. Повышенная стойкость в минерализованных и пресных водах дает возможность рекомендовать их к применению в качестве тампонажного материала в нефтяных и газовых скважинах, где высокая минерализация вод отрицательно сказывается на долговечности портландцементного камня.

Доменный шлак — это неметаллический продукт, состоящий в основном из силикатов и алюминатов кальция. Он получается вместе со сталью (чугуном) в доменной печи в виде расплава и затем охлаждается. При быстром охлаждении водой, паром или воздухом образуется гранулированный шлак, при медленном — комовой. Высокую гидравлическую активность доменный шлак приобретает при очень быстром охлаждении или грануляции водой. Медленно охлаждаемый шлак успевает до некоторой степени закристаллизироваться, и его гидравлические свойства снижаются.

Химико-минералогический состав шлака и способ его охлаждения определяют физико-химические свойства шлаковых цементов, сроки схватывания, подвижность, плотность, механическую прочность и т.д. Глинозем AI2O3 считается весьма ценной составной частью шлаков, кремнезем SiO2 ухудшает гидравлические свойства шлаков, магнезия MgO благоприятно влияет на гидравлические свойства и заменяет известь. Избыточное количество MgO вызывает увеличение объема камня.

Механическая прочность образцов зависит от количества вводимого песка. Все шлакопесчаные смеси двухсуточного возраста имеют более высокую прочность, чем чисто шлаковые. Прочность шлакопесчаных смесей наиболее велика в случае введения 20 — 40 % песка.

В условиях действия температур до 200 °С и давлений 50 — 70 МПа для получения шлакопесчаных растворов со сроками схватывания, приемлемыми для практики цементирования глубоких скважин, содержание песка следует увеличить до 30 — 70 %.

Шлакопортландцементы. Для успешного использования шлаковых и шлакопесчаных цементов при температурах ниже 100 °С необходимо вводить интенсификаторы твердения, к которым относят портландцемент. В табл. 12.12 приведены данные об изменении сроков схватывания шлаковых растворов с разным содержанием тампонажного портландцемента.

Механическая прочность смесей приведенных составов изменяется в зависимости от количества вводимого портландцемента. Сроки схватывания шлакопортландцементного раствора несколько замедленнее сроков схватывания растворов из портландцемента. С увеличением дозировки портландцемента проницаемость шлакопортландцементных образцов уменьшается.

Дальнейшее повышение температуры и давления приводит к интенсификации процессов твердения шлаковых растворов. Шлакопортландце-ментные растворы без предварительного анализа в лаборатории применять нельзя, если забойная температура превышает 90 °С. Сроки схватывания этих смесей регламентируются в основном сроками схватывания портландцемента и наступают, как правило, очень быстро.

Шлакопортландцементные образцы при твердении в условиях действия температуры 75 °С с возрастом увеличивают механическую прочность, если в смесь введено до 60 % портланцемента (табл. 12.13).

Номенклатура специальных тампонажных цементов. На базе успешного промышленного опыта применения различных цементов предложена классификация тампонажных материалов (рис. 12.19).

Шлакопесчаные цементы совместного помола в зависимости от назначения выпускают двух видов: ШПЦС-120 и ТТТТТТС-200. Первый отличается от второго повышенной активностью за счет добавки портландцемента.

Утяжеленные цементы подразделяют в зависимости от назначения и плотности получаемого из них раствора. По назначению их делят на утяжеленные цементы для нормальных и умеренных температур (УЦГ-1, УЦГ-2) и для повышенных и высоких (УТТТЦ1-120, УШЦ-2-120, УТТТЦ1-200, УШЦ2-200).

Шифр цементов: ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола, УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент, УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент. Первая цифра (1 или 2) после буквенного обозначения ука-

Таблица 12.12

Изменение сроков схватывания шлакопортландцементных смесей при температуре 22 °С

Массовая доля компонентов раствора, %

Срок схватывания, ч—мин

Шлак

Цемент

Вода

Начало

Конец

1000

0

29

60—00

64—00

90

10

29

6—50

8—00

80

20

29

6—50

7 — 40

70

30

30

6—40

7 — 40

50

50

30

6—00

7— 10

30

70

46

5—25

6—50

10

90

40

5—00

6—35

0

100

40

5—00

6—35

Таблица 12.13

Физико-механические свойства шлакопортландцементных образцов, твердеющих при температуре 75 °С

Массовая

доля компонентов раствора, %

Предел прочности при изгибе/сжатии, МПа, образцов, выдержанных в течение

Шлак липецкий

Портландцемент

Вода

2 сут

10 сут

100

0

42

2,4/8,5

90

10

42

2,3/4,7

2,7/11,7

80

20

43

3,5/15,2

5,2/16

70

30

44

4,6/16,9

5,6/20,2

60

40

44

5,3/20,9

6/20,7

50

50

43

5,9/22,1

6,3/22,1

40

60

42

6/22,3

6,9/23

30

70

41

7,4/27,9

7,2/ —

20

80

40

8,9/30,9

8,1/33,5

10

90

38

8,9/37,4

6,3/30,2

0

100

35

10/41,9

X

О

S

л

и

S

н

•а

-

¦е- к

о

©

as 5s 2 =

Н

•а

в

S

2 -S

П я

м аз + 2

ы

а

в

а

н

Н

О

ш

»

X

а

?

и

а

л

S

л

и

н

о

се

о _

С/l р

\ 3

В н

о

Z g

П-о

— as

го

Облегченный тампонажный портландцемент дли низких и нормальных температур ( ГОСТ 1581-85)

Ниже 15 °С 15 -50°С

Облегченный тампонажный портландцемент дли умеренных и повышенных температур (ГОСТ 1581-85)

50 -100°С 100-150 °С

Облегченный тампонажный цемент дли горячих скважин ОЦГ (ТУ 39-01-08-469-79)

50 -100°С

Облегченный тампонажный цемент повышенной коррозионной стойкости тина ЦТОК (ТУ 39-0147009-010-89)

15 -100 °С 100-150 °С

Облегченный тампонажный цемент типа ЦТО (ТУ 39-0147009-018-89)

15-100 °С 100-150 °С

Облегченный т ампонажный цемент дли высоких температур типа ЦТО-250 (ТУ39-0147009-009-88)

150 - 300 °С

Облегченный тампонажный материал тина МТО (ТУ 39-08-217-85)

15 - 50°С

Тампонажный цемент для низкотемпературных скважин типа ЦТН (ТУ 113-08-565-85)

-2-г+30 °С

Портландцемент тампонажный бездобавочный или с минеральными добавками для низких, нормальных или умеренных температур ( ГОСТ 1581-85)

Ниже 15 °С 15 - 50°С 50 -100°С

Портландцемент тампонажный алинитовый (ТУ 21УзССР-146—89)

15 -50°С

Тампонажный цемент для циклически меняющихся температур типа ЦТПН (ТУ 39-1057—85)

15 - 50 "С, при эксплуатации до 300 “С

Портландцемент тампонажный песчанистый для умеренных и повышенных температур (ГОСТ 1581-85)

50 -100°С 100 - 150°С

Тампонажный сероводородостойкий цемент (ТУ 21-20-64-85)

100- 150 °С

Тампонажные шлаконесчаные цементы тина ШПЦС (ОСТ 39-017-80)

100-150 °С 150 - 250 °С

Утяжеленный тампонажный цемент тина УЦГ (ТУ 39-01-08-535-80)

20 -100°С

Тампонажные шлаковые утяжеленные цементы типа УШЦ (ОСТ 39-014-80)

100- 150°С 150-250 °С

X

о

© п

45

2

Ь 1

X

-s 2

- -

о

5 s 2

=

о

? 2

» s

s

S

Тампонажные цементы

Утяжеленный бесклинкерный коррозионно-стойкий тампонажный цемент тина ЦТУК-120 ( ТУ 39-995—85)

Марка цемента

Добавка замедлителей, % (от массы цемента)

Водоцементное отношение

Растекае-мость, см

Плотность,

г/см3

Условия испытания

Срок схватывания, сут

Предел прочности через 2 сут, МПа

ССБ

Гипан

Хромпик

Температура, °С

Давление,

МПа

Начало

Конец

при изгибе

при сжатии

ШПЦС-120

_

0,43

18—20

1,8— 1,82

40

7 — 9

9— 13

1,5— 2,5

3—6

0,05-0,1

0,05—0,1

18—22

1,8— 1,82

80

30

3—5

5—9

2,5—4

6—10

0,15-0,3

0,15—0,3

20—23

1,78— 1,81

120

40

3—6

5—9

3—5

8— 14

0,4 — 0,5

0,4— 0,6

22—24

1,78— 1,81

160

60

4—6

5—8

5—7

15—25

0,15

0,15

20—22

1,8— 1,82

160

60

4—6

5—8

4—6

13—20

ШПЦС-200

0,1

0,1

0,4

18— 21

1,81—1,82

100

30

3—5

5—8

2—3

4—6

0,3— 0,5

0,3— 0,5

22—24

1,78— 1,81

160

60

3—6

5—8

5—6

12—16

0,2— 0,3

0,1 — 0,3

20—22

1,8— 1,82

160

60

4—7

6— 10

4—5

10— 15

0,5— 0,6

0,3— 0,5

20—22

1,8— 1,82

220

70

4—7

6— 10

5—8

15—25

0,5—1

0,5—1

20—22

1,8— 1,82

235

180

4—7

6—10

5—9

15—30

0,6—1

0,5—1

20—22

1,8— 1,82

250

100

3—5

6—9

6—10

25—35

УЦГ-1

0,35

20—21

2,1 — 2,12

20

6—10

9—13

1,5—2

3—5

0,1 — 0,3

21 — 23

75

20

4—7

6— 10

2,4—4,5

6—11

0,3— 0,5

0,3— 0,5

22—24

100

40

3—5

5—8

4—5

10—12

УЦГ-2

0,33

19—21

2,2—2,23

20

6—10

9—13

1,5—2

3—5

0,1 — 0,3

21 — 23

75

20

4—7

6— 10

2,5—4,5

6—11

0,3— 0,4

о°

го

о°

22—24

100

40

3—5

5—8

4—5

10—12

УШЦ1-120

0,34

19— 20

2,1 — 2,13

40

6—8

9—12

1,5— 2,5

3—5

0,05—0,1

20—21

80

20

3—5

5—8

3—4

6—10

0,15—0,3

0,15—0,3

21 — 23

120

40

3—6

5—9

3,0—5

8— 14

0,4— 0,5

0,4 — 0,8

22—24

160

70

4—6

5—8

5,0—7

15—25

0,15

0,15

20—23

160

70

4—6

5—8

4,0—6

12—20

УШЦ2-120

0,32

19— 20

2,2—2,22

40

6—8

9—12

1,5— 2,5

3—5

0,5— 0,1

20—21

80

20

3—5

5—8

2—4

6—10

0,1 — 0,3

0,1 — 0,3

21 — 23

120

40

3—6

5—9

3—5

8— 14

0,4— 0,5

0,4 — 0,8

22—24

160

70

4—6

5—8

5—7

15—25

0,1 — 0,15

0,1

20—22

160

70

4—6

5—8

4—6

12—20

УШЦ1-200

0,1

0,1

0,34

20—21

2,1 — 2,12

100

20

3—5

5—8

2—3

4—6

0,1 — 0,5

0,3 — 0,5

22—24

160

60

3—6

5—8

5—6

12—16

0,1 — 0,25

0,1 — 0,15

20—22

160

60

4—7

6— 10

4—5

10— 14

0,5— 0,6

0,6—0,6

20—22

220

80

4—7

6—10

5—6

13—20

0,6—1

0,5—1

20—22

250

100

3—5

6—9

6—8

18—25

УШЦ2-200

0,1

0,1

0,32

20—21

2,2—2,22

100

20

3—5

5—8

2—3

4—6

УШЦ-200

0,3—0,5

0,3 — 0,5

22—24

160

60

3—5

5—8

5—6

12—16

0,2— 0,3

0,1 — 0,3

20—22

160

60

4—7

6—10

4—5

10—14

0,6— 1

0,6— 1

20—22

220

80

4—7

6— 10

5—6

13—25

0,6—1

0,6— 1

20—22

250

100

3—5

6—9

6—8

13—25

ре 120 °С и давлении 40 МПа; ШПЦС-200, УШЦ1-200 — при 200 °С и давлении 60 МПа, цементы УЦГ-1 и УЦГ-2 при температуре 75 °С и атмосферном давлении.

Специальные тампонажные цементы изготовляют совместным измельчением вяжущей основы, утяжеляющей, активизирующей и других добавок или раздельным измельчением с последующим смешением указанных компонентов.

Специальные цементы отличаются от применяемых в настоящее время тампонажных смесей однородностью гранулометрического состава, повышенными физико-механическими свойствами, высокой термостойкостью; при их использовании исключается необходимость приготовления сухой смеси в промысловых условиях.

Физико-механические свойства раствора и камня из этих цементов приведены в табл. 12.14. Для регулирования сроков схватывания, кроме указанных, можно применять следующие известные замедлители: ОЭДФ, НТФ, КМЦ, СКВ, ВКК, нитролигнин, гуматы, дубители, окзил, КССБ, Л-6, Л-7 и др. Цементы затворяют пресной или слабоминерализованной водой при цементировании в обычных отложениях или насыщенным раствором хлорида натрия в соленосных отложениях. При затворении цементов на насыщенном растворе поваренной соли плотность раствора увеличивается примерно на 0,1 г/см3.

Газопроницаемость камня из специальных цементов при температуре твердения от 20 до 100 °С не превышает 2-10—3 мкм2.

Перед каждым цементированием проводят лабораторные испытания проб цемента для уточнения рецептуры тампонажного раствора.

Разработаны облегченные шлаковые магнезиальные цементы. В качестве вяжущего вещества использован доменный основной шлак Кон-стантиновского завода, облегчающая добавка — палыгорскит. Цемент 0ШЦ-200 — это смесь шлака с палыгорскитом в соотношении 4:1, 0ШЦ-120 — та же смесь с добавкой 1,5 % портландцемента к массе смеси. Пределы прочности камня, хранившегося в растворе хлорида магния, из цементов 0ШЦ-200 и 0ШЦ-120 приведены ниже:

0блегченные шлаковые цементы на основе гранулированного доменного шлака и палыгорскита устойчивы к магнезиальной коррозии, термостойки. Их можно рекомендовать для изоляции соленасыщенных водоносных горизонтов, а также отложений бишофита и карналлита в нефтяных и газовых скважинах при высоких температурах и давлениях. Для повышения начальной прочности цементного камня и регулирования сроков схватывания раствора рекомендуется увеличить количество портланцемента до 5—10 % и ввести жидкость затворения КМЦ-500 в количестве 0,3 — 0,5 % от массы сухой смеси. В качестве среды затворения может быть рекомендован насыщенный раствор хлорида магния.

ХАРАКТЕРИСТИКА ТАМПОНАЖНЫХ ЦЕМЕНТОВ (ПО ГОСТ 1581-95, ОСТ И ТУ)

Для испытания физико-механических свойств тампонажного портландцемента применяют цементное тесто, приготавливаемое с водоцементным отношением 0,5.

Предел прочности при изгибе образцов-балочек, стандартно изготовленных из цементного теста, после твердения их в течение 2 сут должен соответствовать значениям: не менее 2,7 МПа — для низких и нормальных температур и не менее 3,5 МПа — для умеренных температур (но через 24 ч твердения).

Растекаемость цемента по конусу АзНИИ должна быть не менее 18 см.

Сроки схватывания растворов после затворения тампонажных цементов должны быть следующими: начало схватывания — не ранее 2 ч для низких и нормальных температур и 1 ч 45 мин для умеренных температур; конец схватывания — не позднее 10 и 5 ч соответственно.

Вторичное вскрытие продуктивных пластов, вызов притока нефти (газа) и освоение скважин 13 глава  »
Библиотека »

Источник: http://www.neftemagnat.ru/enc/257


Закрыть ... [X]

12 крепление скважин глава и разобщение пластов - НефтеМагнат Журналы с выкройками для детей до года

Определение тонкости помола вяжущего Определение тонкости помола вяжущего Определение тонкости помола вяжущего Определение тонкости помола вяжущего Определение тонкости помола вяжущего Определение тонкости помола вяжущего Определение тонкости помола вяжущего Определение тонкости помола вяжущего