1.8 Розмежування пластів

Розмежування пластів вирішує такі основні завдання: 1) кріплення нестійких порід пластів, схильних до обвалювання або випучування в результаті взаємодії породи і промивної бурової рідини, чим забезпечується успішність подальшого поглиблення стовбура свердловини; 2) забезпечення виконання вимог охорони надр і довкілля за рахунок виключення міжпластових перетікань рідин (газів) і забруднення поверхні землі глибинними розсолами, нафтогазопроявленнями тощо; 3) створення відповідних умов для безаварійної експлуатації свердловини в процесі нафтогазовидобування.

Поставлені завдання успішно вирішуються вибором потрібної конструкції свердловин для конкретних гірничо-геологічних умов.

Обґрунтування конструкції свердловин починається з вибору експлуатаційної колони, характеристики якої задаються спеціалістами з видобування нафти і обґрунтовуються умовами експлуатації свердловини – очікувані тиски в колоні під час експлуатації і проведення ремонтних робіт, характеристика і розміри обладнання, яке опускають у свердловину для видобування нафти і ін. Опукання наступних колон обґрунтовується геологічними умовами проводки свердловини і вимогами охорони надр. Так, якщо при проводці свердловин на даній площі виявлено горизонт високонапірних вод, негативний вплив якого на подальшу проходку стовбура не вдалося усунути вибором густини бурового розчину, то це зумовлює необхідність опускання технічної колони. Верхня частина слабкостійких крихких порід, як правило, кріпиться кондуктором. Встановивши діаметр експлуатаційної, технічної і проміжної колон, вибирається кондуктор за умови проходження кожної наступної колони через попередню. Діаметр стовбура свердловини вибирається залежно від діаметра обсадної колони з урахуванням зазору між колонною муфтою і стінками свердловини.

Для забезпечення розмежування пластів цементують заколонний простір свердловини.

Технічними правилами ведення робіт з буріння свердловин рекомендується: кондуктори цементувати по всій довжині; проміжні колони в нафтових свердловинах глибиною до 3000 м цементувати на ділянці не менше 500 м від башмака колони‚ а в глибших і газових свердловинах – до гирла; експлуатаційні колони нафтових і газових свердловин цементувати по всій довжині до гирла; при застосуванні стикозварних колон допускається цементування до інтервалу попередньої колони з перекриттям на 100 м і вище башмака попередньої колони.

Обґрунтувавши основні елементи конструкції свердловин, вибравши діаметр колон і глибину їх опускання‚ встановивши інтервали цементування колон‚ слід виконати розрахунки для обгрунтування надійності конструкції в опорі зовнішнім умовам, діючим на колони.

Розрахунок колон на міцність. Розрахунок виконується залежно від діючих навантажень, основними з яких є осьові і бокові навантаження зім’яття.

Осьовими розтягуючими навантаженнями є власна маса труб і додаткові навантаження, які з’являються при опусканні колон у свердловину і при розходжуванні прихоплених колон.

Навантаження зім’яття виникають внаслідок впливу внутрішнього і зовнішнього тисків на колону. Вони проявляються як при опусканні колони у свердловину, так і при подальшій її експлуатації. Розрахунковим є надлишковий тиск, що являє собою різницю між зовнішнім і внутрішнім тисками. Зовнішній надлишковий тиск створюється пластовим тиском. Так, під час освоєння свердловини знижують тиск у середині колони, і тоді вона піддається деформації зім’яття зовнішнім тиском. Надлишковий внутрішній тиск може виникати при цементуванні свердловин і при гідророзривах пласта.

Для вибору груп міцності сталі згідно з ГОСТ 632-80 необхідно виконати розрахунок на міцність. Так, розрахунок труб на міцність при дії внутрішнього або зовнішнього тисків виконується за формулою Г.М. Саркісова:

, (1.2)

де – коефіцієнт, який дорівнює відношенню товщини стінки труби до її середнього діаметра; – межа пропорційності металу труби, Н/м²; Е – модуль пружності Юнга, Н/м² (звичайно приймається Е = 2,1 × 10⁵ Н/м²); е – коефіцієнт овальності для обсадних труб діаметром до 219 мм, (для труб більше 219 мм ); – товщина стінки труби, см; .

Розрахований за формулою критичний тиск порівнюється з попередньо розрахованим надлишковим тиском на колону і тоді оцінюється запас міцності на зім’яття.

_. (1.3)

Розрахунки можна виконувати в такій послідовності:

1. Попередньо, спираючись на значини густини бурового і цементного розчинів, нафти, води, а також встановленого граничного рівня рідини у свердловині або граничного тиску на головці свердловини, розраховують надлишковий тиск і будують епюру надлишкового тиску залежно від глибини.

2. Встановлюють запас міцності від 1 до 1,3.

3. Використовуючи (1.2), розраховують , і за ГОСТ 632-80 залежно від вибирають групу міцності деталі і товщину стінки обсадних труб.

Розтягуючі осьові навантаження можуть призводити до руйнування труб розривом по найбільш ослабленому перерізу, яким є нитка різі труби, що входить у зачеплення з різзю муфти, або висмикування труби з муфти.

Розрахунок дотичного навантаження для муфтової з’єднини труб виконується за формулою Яковлєва-Шумілова:

(1.4)

де – зусилля, яке руйнує різьову з’єднину, МН; b – товщина стінки труби по першій нитці різі, м; – середній діаметр труби по першій нитці різьби, м; – межа пропорційності металу труби, МН/м²; l – довжина різі повного профілю, м; – кут між опорною поверхнею різі і віссю труби ( ); – кут тертя металу до металу ( ); – коефіцієнт розвантаження.

Запас міцності муфтової з’єднини визначається співвідношенням до маси всієї колони:

(1.5)

у свою чергу

(1.6)

де – довжина колони, м; q –маса одного метра тіла труби, кг; l – середня довжина однієї труби, м; – маса муфти, кг; – надлишковий тиск при цементуванні, кгс/см²; – внутрішній діаметр колони, см.

Дотичне навантаження залежно від діаметра труб, товщини стінок і групи міцності сталі нормується стандартом. Оскільки найбільше дотичне навантаження на колону знаходиться біля гирла свердловини, то, маніпулюючи товщиною стінки труб і матеріалом труб, можна скласти колону, яка складається з секцій, кожна з яких буде рівнонавантаженою з верхньою секцією.

Експлуатаційну колону, крім того, розраховують для умов зім’яття, вважаючи, що при випорожненні основним видом її навантаження буде зовнішній гідростатичний тиск.

Для забезпечення якісного опускання колони і її надійного цементування необхідно проведення підготовчих робіт у свердловині і ретельне обстеження самої колони.

У період підготовки свердловини до опускання колони її стовбур повинен бути розширений. Ці роботи проводяться спеціальним пікоподібним долотом роторним способом за невеликої кількості обертів і подавання (20…50м/год). Буровий розчин у свердловині при проведенні проробки стовбура слід замінити на якісний з невисокою в’язкістю і водовіддачею. Перед опусканням колони у свердловині проводяться каротажні роботи зі зняттям каротажу, інклінометрії, термограми і кавернограми. Замірюванням каротажного кабеля і бурового інструменту уточнюється глибина свердловини.

Візуальний контроль стану кожної труби колони і їх шаблонування виконується шляхом пропускання через внутрішню порожнину труби спеціального шаблона. Труби з кавернами, тріщинами, вм’ятинами вибраковуються, тому на свердловину їх завозять з запасом з розрахунку на 1000 м труб 50 м запасних.

П

Рисунок 1.16 – Схема розміщення колонного оснащення

еред опусканням і в процесі опускання колона обладнується спеціальною оснасткою. На нижню трубу (рис.1.16) нагвинчують башмачний патрубок 4 з башмаком 5 і скерованою пробкою 6. Між першою і другою обсадними трубами встановлюють зворотний клапан 3, а між другою і третьою трубами встановлюють опорне кільце 2. Щоб обсадна колона не дотикалась до стінок свердловини, що погіршує якість цементування, по довжині обсадної колони в інтервалі цементування встановлюють центрувальні ліхтарі 1.

При опусканні колони у свердловину її внутрішню порожнину заповнюють розчином для попередження зім’яття колони зовнішнім тиском.

Наступним етапом у вирішенні завдань розмежування пластів є вибір матеріалів для цементування колон і визначення технології здійснення цементувальних робіт.

Цементування свердловин. Мета цементування – розмежування нафтогазоводонасичених пластів, а також захист опущених у свердловину колон від корозійного впливу мінералізованих вод і газів.

Є декілька методів цементування свердловин: звичайне цементування з пробками (одноступеневе і двоступеневе), манжетне цементування, цементування «хвоста», цементування під тиском.

Залежно від особливостей геологічної будови розбурюваної площі, глибини свердловин і прийнятої конструкції застосовують той чи інший спосіб цементування.

Одноступеневе цементування свердловин – найпоширеніший вид цементування. Операції з цементування виконують у такій послідовності (рис.1.17):

Рисунок 1.17 – Схема одноступеневого цементування з двома роздільними пробками

1. після завершення опускання колони, забезпечення повної готовності техніки і наявності в потрібних обсягах матеріалів для цементування в обсадну колону вставляється нижня роздільна пробка і встановлюється цементувальна головка, у верхній частині якої закріплена верхня пробка (рис.1.17, а);

1. запомповують розраховану кількість цементного розчину, після чого звільняється верхня пробка і перемиканням кранів на заливній головці вона проштовхується в обсадну колону (рис.1.17, б);

2. запомповують у розрахованому об’ємі протискувальну рідину. При цьому мають місце раптові підвищення тиску. Перший – коли нижня роздільна пробка досягає штопорного кільця і відбувається розрив мембрани, яка вмонтована в пробку. Другий – коли верхня пробка з’єднується з нижньою. Для попередження різкого зростання тиску при посадці другої пробки на першу запомповування залишкового об’єму протискувальної рідини слід проводити на малій швидкості одним агрегатом (рис.1.17, в);

3. після нагнітання розрахованого об’єму протискувальної рідини перекривають крани на цементувальній головці і свердловину залишають у спокої для затвердіння цементу (рис.1.17, г).

Зауважимо, що при цементуванні колон, які опускаються на невелику глибину, можна виконувати роботи з однією верхньою пробкою.

Двоступеневе цементування колон виконують у глибоких свердловинах, коли у зв’язку з високими вибійними тисками при протискуванні цементного розчину можливе поглинання цементного розчину пластами в результаті їх гідравлічного розриву. Якщо планом робіт передбачається двоступеневе цементування обсадної колони, то при опусканні у свердловину вона оснащується спеціальною перепускною муфтою, яка встановлюється на глибині «голови» цементного кільця нижньої секції колони. Цементування нижньої частини колони проводиться аналогічно як при одноступеневому цементуванні, але без нижньої роздільної пробки.

Цементування другої секції виконується так само як і першої, без нижньої роздільної пробки. При посадці верхньої роздільної пробки на верхнє сідло цементувальної муфти відбувається перекриття отворів у муфті, що фіксується різким підвищенням тиску на цементувальних агрегатах. Запомповування протискувальної рідини припиняють. Свердловину залишають у спокої для затвердіння цементу.

Манжетне цементування застосовується в тих випадках, коли експлуатаційний об’єкт представлений породами, які втрачають проникність у результаті проникнення в них цементного розчину. Спосіб цементування відрізняється від одноступеневого іншим обладнанням низу колони. В інтервал продуктивного пласта опускається фільтр (труба з отворами). Вище фільтра ззовні встановлюється лійкоподібна еластична манжета, а в середині – сідло для роздільної пробки, вище якого встановлюється труба з боковими заливальними отворами. При цементуванні колони цементний розчин не попадає в інтервал продуктивного пласта.

Цементування хвостовиків здійснюється як звичайне одноступеневе цементування. Різниця полягає в тому, що хвостовик опускають на проектну глибину на бурильних трубах. У місці з’єднання труб і колони встановлюється перевідник з правою і лівою різзю, який дає змогу звільнити бурильні труби обертанням після затвердіння цементу. Цементування може проводитись з роздільними пробками і без них.

Для різних умов цементування, які визначаються глибиною свердловин, пластовою температурою, потрібні різні властивості цементувальних матеріалів (у технічній нафтопромисловій літературі їх називають тампонажними). Наведемо основні з них.

Тампонажні матеріали, які застосовують для цементування нафтових і газових свердловин, підрозділяють на тампонажні цементи на основі портландцементу, тампонажні цементи на основі доменних шлаків і вапняно-піщані суміші.

Залежно від температурних умов цементи бувають: для «холодних» свердловин з температурою до 40⁰С; для «гарячих» свердловин з температурою до 75⁰С; для глибоких свердловин з температурою на вибої більше 100⁰С.

Початок тужавлення цементів для «холодних» свердловин становить до 2 год., для «гарячих» свердловин – до 1 год. або 45 хв. Характеристики тампонажних цементів регламентуються стандартом.

Тампонажні розчини отримують замішуванням цементу і додатків до нього у воді. Водоцементне відношення (В:Ц) коливається від 0,4 до 0,5.

Для регулювання властивостей тампонажних розчинів використовують реагенти, головними з яких є реагенти для сповільнення і прискорення тужавіння розчину, а також реагенти зниження водовіддачі і регулювання густини розчину.

Як уповільнювачі тужавіння використовують додатки до цементного розчину сірчистого заліза (до 1% маси сухого цементу), карбоксилметилцелюлози (0,5…0,8%) або сульфідспиртової барди (до 1 %), а як реагенти-прискорювачі тужавіння застосовують хлористий кальцій або натрій.

Контроль якості приготування тампонажного розчину виконується тими ж приладами, що і бурового розчину. Якісні характеристики тампонажного розчину в повному обсязі визначаються до початку цементування. У процесі цементування відбором проб контролюється густина розчину.

Обладнання, яке застосовується для цементування свердловин. При цементуванні свердловин використовують транспортні засоби для підвозу цементувальних матеріалів (цементу і реагентів), змішувальні машини для приготування розчинів, агрегати для запомповування розчинів у свердловини.

Цементувальний агрегат служить для приготування і нагнітання тампонажного розчину в обсадну колону та його протискування в затрубний простір. До комплекту агрегату входять: водяний насос (для нагнітання води в змішувальну машину під час приготування розчину), поршневий насос (для нагнітання тампонажного розчину і протискування його протискувальним розчином), мірні баки (для вимірювання кількості води, яка використовується для приготування цементного розчину, і об’єму протискувальної рідини) і обв’язуючі трубопроводи. Усе обладнання агрегату розміщується на шасі важкого вантажного автомобіля.

Змішувальна машина призначена для приготування тампонажних розчинів з порошкових матеріалів. Вона складається з бункера, шнеків, змішувача і завантажувального шнека.

Для цементування заздалегідь доставляють на свердловину агрегати і цементо-змішувальні машини, завантажують їх цементом і розміщують у певному порядку. Передбачають забезпечення агрегатів водою і рідиною для протискування цементного розчину. Виконують обв’язку цементувальної головки і агрегатів та опресовують нагнітальні лінії на тиск, у 1,5 рази вищий за очікуваний максимальний тиск при протискуванні.

Основні розрахунки цементування обсадних колон. Для цементування обсадних колон необхідно визначити кількість сухого цементу, води для тужавіння і протискувальної рідини, допустимий час цементування, потрібну кількість цементувальних агрегатів та змішувальних машин.

Кількість сухого цементу і води для його затвердіння визначають, виходячи з потрібного об’єму тампонажного розчину, який слід запомповувати у свердловину. Об’єм тампонажного розчину визначають за формулою:

, (1.7)

де – коефіцієнт, який враховує збільшення об’єму за рахунок нерівностей стовбура свердловини (визначається за кавернограмою); – діаметр стовбура свердловини; , – зовнішній і внутрішній діаметри обсадних труб; – висота інтервалу цементування; – відстань від башмака колони до місця встановлення опорного кільця.

Масу сухого цементу для тампонажної суміші знаходять за формулою

, (1.8)

де: m – водоцементне відношення; – коефіцієнт, що враховує втрати цементу при замішуванні ( ); – густина тампонажного розчину.

Кількість води для замішування цементу вираховують за водоцементним відношенням.

. (1.9)

Кількість протискувальної рідини визначають за формулою:

, (1.10)

де – коефіцієнт, що враховує стиск продавлювальної рідини (для бурового розчину ); – глибина спуску колони.

Тиск, який розвивається цементувальними агрегатами в кінці цементування, записують так:

, (1.11)

де: – густина бурового розчину в заколонному просторі; – густина тампонажного розчину; – густина протискувальної рідини;

(1.12)

у випадку зростання тиску за рахунок гідравлічних опорів при цементуванні двома агрегатами і

(1.13)

у випадку цементування агрегатами кількістю більше двох.

Кількість цементувальних агрегатів знаходять за формулою:

(1.14)

де – швидкість піднімання тампонажного розчину.

Для кондуктора і проміжних колон м/с; для експлуатаційних колон м/с; – подавання цементувального агрегату, вибирається згідно з технічною характеристикою насосного агрегату при розрахованому тиску нагнітання, м³/с. Додавання одиниці в формулі (1.14) означає, що один агрегат береться в запас на випадок виходу з ладу інших. Розрахувавши кількість цементувальних агрегатів, визначають витрати часу на цементування. Вони повинні бути меншими від тривалості часу до початку тужавіння тампонажного розчину.

Завершальні операції з цементування свердловин. До завершальних операцій відносяться очікування затвердіння тампонажного розчину; визначення границь цементного каменю за колоною проведенням у свердловині термокаротажу; обладнання гирла свердловини колонною головкою; розбурювання цементувальних пробок, зворотного клапана і цементного стакана.

При розбурюванні цементного стакана в обсадній колоні гирло обладнується спеціальним пристроєм для попередження можливого викиду нафти або газу. Ці пристрої називаються превенторами.

Після розбурювання цементного стакана обсадну колону перевіряють на герметичність опресуванням або зниженням рівня рідини в обсадній колоні. Роботи з опресування колони виконуються в присутності повноважного представника нафтогазовидобувного підприємства. Результати опресування оформляються актом.

Випробування колон 114, 127, 141, 159, 168, 194 мм проводиться тиском до 100 Н/см², який створюється цементувальним агрегатом. Колона вважається герметичною, якщо створений тиск за 0,5 год. зменшиться не більше ніж на 5 Н/см². Якщо випробування показує, що колона негерметична, то проводяться дослідження зі встановлення місця негерметичності і здійснюють цементування під тиском.