Режим работы цементно-смесительного оборудования при приготовлении тампонажных растворов из различных сухих материалов

Тампонажный материал	Плотность, г/см3		Водо- смесевое отношение	Диаметр насадки в смесительном устройстве, мм	Давление нагнетания жидкости затворения, МПа	Включенная передача	Теоретическая производительность цементно-смеси­тельной машины 2СМН-20, л/с
	сухого материала	приготовляемого раствора
Облегченный портландцемент для «холодных» скважин	2,65-2,73	1,42-1,5	0,9-1,05	14-16	1,0-1,2	II	17-20
То же для «горячих» скважин	2,73-2,81	1,50-1,60	0,9-1,05	14-16	1,0-1,2	II	16-20
Портландцемент для «холодных» и «горячих» скважин	3,12-3,50	1,82-1,85	0,45-0,5	12-14	1,0-1,5	II-III	10-13
Песчанистый портландцемент для «холодных» скважин	2,99-3,02	1,82-1,85	0,45-0,5	12	1,0-1,5	II-III	9,5-11,5
То же для «горячих» скважин	2,89-2,90	1,82-1,85	0,45-0,5	12	1,0-1,5	II-III	9,5-11,5
Утяжеленный цемент УЦГ-1	3,45-3,55	2,05-2,15	0,45-0,5	10	2,5-3,0	III	8,5-10,5
То же УЦГ-2	3,55-3,65	2,16-2,25	0,32	10	2,5-3,0	III	8,5-10
Утяжеленный шлаковый цемент:
УШЦ1-120	3,45-3,55	2,05-2,15	0,35	10	2,5-3,0	III	8,5-10,5
УШЦ2-120	3,55-3,65	2,16-2,25	0,32	10	2,5-3,0	III	8,0-10
УШЦ1-200	3,45-3,55	2,05-2,15	0,35	10	2,5-3,0	III	8,5-10,5
УШЦ2-200	3,55-3,60	2,16-2,25	0,32	10	2,5-3,0	III	8,0-10
Шлакопесчанистый цемент со­вместного помола ШПЦС-120	2,80	1,78-1,82	0,45	12-14	1,0-1,5	II-III	10-13,5
То же ШЦПС-200	2,80	1,78-1,83	0,42	12-14	1,0-1,5	II-III	10-13,5

Для быстроты определения пользуются следующей эмпирической зависимостью:

,

где d_н – номинальный наружный диаметр колонны труб, спущенных в скважину, для обсадной колонны 219 мм принимают d_н = 8 дюймов, для 168 мм d_н = 6 дюймов и т.д.; – количество продавочной жидкости, необходимое для заполнения 1 м спущенных труб, л; Н₁ – глубина установки кольца «стоп», т.е. глубина продавки цементного раствора,

Н₁ = L_ц – h_ц.с.

Объем буферной жидкости

,

где l_буф – длина столба буферной жидкости в кольцевом пространстве.

Высота столба h_буф в заколонном пространстве принимается равной 150-200 м, что оказывается вполне достаточным для обеспечения хорошего качества цементирования.

Максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо определяют из уравнения

p_max = p₁ + p₂,

где p₁ – давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкостей в трубах и затрубном пространстве; p₂ – давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

Согласно рис.8,

.

Рис.8. Схема цементирования

обсадной колонны

Для определения p₂ можно воспользоваться формулами Шищенко – Бакланова:

для скважин глубиной до 1500 м

p₂ = 0,002Н + 0,8 МПа;

для скважин глубиной более 1500 м

p₂ = 0,002Н + 1,6 МПа.

Необходимое число цементировочных агрегатов из условия обеспечения скорости подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки не менее 1,5 м/с для кондукторов и промежуточных колонн и не менее 1,8-2 м/с для эксплуатационных колонн определяют по формуле

,

где Q^IV – производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м³/с.

Подача и давление, развиваемые цементировочными агрегатами, приводятся в табл.2.

Продолжительность процесса цементирования t_ц складывается из времени приготовления первой порции тампонажного раствора и закачки ее, времени перемешивания ее в емкости t_пер, времени закачки тампонажного раствора в обсадную колонну t_з, времени на освобождение верхней разделительной пробки t_р.п и времени закачки в колонну продавочной жидкости t_п.ж:

t_ц = + t_пер + t₃ + t_р.п + t_п.ж .

Таблица 2

Подача и давление, развиваемые цементировочными агрегатами

Тип агрегата	Скорость	Диаметр втулки, мм
		100		110		115 (120)		125		140
		Q	p	Q	p	Q	p	Q	p	Q	p
ЦА-320М	I	1,4	40	–	–	1,7	32	2,3	24
	II	2,5	32	–	–	3,2	26	4,3	19
	III	4,8	16	–	–	6,0	14	8,1	10
	IV	8,6	9	–	–	10,7	8	14,5	6
3ЦА-400А	I	–	–	6,6	40	–	–	8,8	30	11,2	23
	II	–	–	9,5	27	–	–	12,6	21	16,1	16
	III	–	–	14,1	18	–	–	18,6	14	23,8	11
	IV	–	–	19,5	13	–	–	23,4	10	33,0	8
4АН-700	I	6,0	70	–	–	9,0	47	–	–	–	–
	II	8,3	51	–	–	12,3	34	–	–	–	–
	III	11,6	36	–	–	17,3	24	–	–	–	–
	IV	14,6	29	–	–	22,0	19	–	–	–	–
________________________ Примечание. Q измеряется в литрах в секунду, давление p – в мегапаскалях.

Время t_ц не должно превышать 75 % срока начала загустевания (или схватывания) тампонажного раствора:

t_ц  0,75t_схв .

Качество разобщения проницаемых пластов путем цементирования зависит от следующих групп факторов:

 состава тампонирующей смеси;

 состава и свойств тампонажного раствора;

 способа цементирования;

 полноты замещения продавочной жидкости тампонажным раствором в заколонном пространстве скважины;

 прочности и герметичности сцепления тампонажного камня с обсадной колонной и стенками скважины;

 использования дополнительных средств для предотвращения возникновения фильтрации и образования суффозионных каналов в тампонажном растворе в период загустевания и схватывания;

 режима покоя скважины в период загустевания и схватывания тампонажного раствора.

Состав тампонажной смеси нужно выбирать с учетом большой разности температур в период цементирования и эксплуатации скважины. Это значит, что если в период цементирования температура в скважине колеблется, например, от –5 С близ устья до 50 С у забоя, а в период эксплуатации может повышаться до 250 С, состав тампонажной смеси должен быть таким, чтобы цементный камень оставался прочным и практически непроницаемым в течение долгих лет службы при температуре 250 С, а раствор из этой смеси схватывался и затвердевал без усадки при температуре –5 С. Если в горных породах и пластовых жидкостях, с которыми будет контактировать камень, содержатся агрессивные компоненты (например, сероводород или хлористый магний), камень должен быть стойким против коррозии, вызываемой этими веществами, а раствор должен схватываться в их присутствии.

При планировании состава и свойств тампонажного раствора учитывают динамическую (т.е. при промывке) температуру в интервале цементирования, наибольшее давление в скважине в период цементирования, пластовые давления в проницаемых породах, давления гидроразрыва пород, а также относительные перепады давлений между близрасположенными проницаемыми пластами. Рецептуру тампонажного раствора разрабатывают с таким расчетом, чтобы при максимальной динамической температуре и наибольшем давлении срок начала загустевания был несколько больше (на 20-30 мин в зависимости от глубины скважины и длины цементируемого интервала) времени, необходимого для транспортирования раствора в заданный интервал скважины. Если геостатическая температура в цементируемом интервале ниже 0 С, в состав раствора нужно ввести вещество, способное понизить температуру замерзания воды хотя бы на 3-5 К ниже минимальной температуры пород.

Качество цементирования существенно зависит от изоляционных свойств тампонажного раствора, от соотношений плотностей и реологических свойств тампонажного раствора и промывочной жидкости.

Условимся называть относительным перепадом давлений Δр_пл отношение разности давлений в двух проницаемых горизонтах к давлению столба воды между ними

,

где Δz – расстояние между горизонтами.

Если вскрыты несколько проницаемых горизонтов с большим относительным перепадом давлений (Δр_пл > 1,5) или газовый пласт, для предотвращения образования в тампонажном растворе в покое суффозионных каналов и возникновения перетоков пластовых жидкостей (газа) следует устанавливать на обсадной колонне наружные пакеры. Пакеры рекомендуется размещать выше кровли газового пласта и между горизонтами с большим Δр_пл против непроницаемых пород на участках с номинальным диаметром скважины. При небольших Δр_пл и отсутствии пакеров полезно на колонне устанавливать манжеты. В покое в результате седиментации над манжетой образуется слой тампонажного раствора с увеличенной концентрацией твердой фазы и повышенным показателем тампонирующей способности, затрудняющий образование суффозионных каналов и возникновение перетоков.

Соотношения плотностей и реологических свойств тампонажного раствора и промывочной жидкости влияют, во-первых, на полноту вытеснения промывочной жидкости из заколонного пространства; во-вторых, на величину давления на стенки скважины. В любой момент цементирования статическое давление столба жидкостей в заколонном пространстве во избежание газонефтепроявлений должно быть больше пластового в проницаемых породах; сумма же статического и гидродинамического давлений во избежание поглощения тампонажного раствора либо промывочной жидкости должна быть меньше давлений поглощения наиболее слабых горизонтов. Весьма слабым участком является контакт между обсадной колонной и цементным камнем. Прочность сцепления даже чистой новой поверхности с камнем очень мала. В большинстве случаев на наружной поверхности колонны имеются масляные пятна и пленка промывочной жидкости (чаще всего – глинистая пленка), из-за которых прочность сцепления еще больше снижается. Это малопрочное сцепление разрушается при радиальной деформации колонны, обусловленной снижением внутреннего давления. В результате отрыва колонны от цементного камня между ними образуется тонкий зазор, по которому могут фильтроваться пластовые жидкости.

Существенно увеличить прочность сцепления можно, если сделать наружную поверхность труб грубошероховатой. Для этого на поверхность труб наносят покрытие из эпоксидной смолы и грубозернистого кварцевого песка. Смолопесчаное покрытие можно использовать при температурах до 150-170 С. Оно также способствует защите труб от коррозии.

Для уменьшения опасности образования зазора между обсадной колонной и тампонажным камнем целесообразно сразу же по окончании цементирования стравить избыточное внутреннее давление в колонне у устья. Тогда камень будет формироваться при близком к минимальному наружном диаметре колонны.

Уменьшить опасность разрушения сцепления в результате осевой деформации труб можно, если прибегнуть к ступенчатому цементированию с разрывом во времени и перед цементированием верхних участков колонну натянуть с соответствующим усилием.

Крайне слабым участком, как правило, является контакт между тампонажным камнем и горными породами. Образованию прочного и герметичного сцепления между ними препятствует фильтрационная корка промывочной жидкости, образующаяся на проницаемых участках стенок скважины, и пленка этой жидкости – на непроницаемых участках, а также усадка камня против непроницаемых участков большой протяженности. Герметичность контакта камня с непроницаемыми породами может быть нарушена вследствие того, что при контракции (усадочной деформации) цемента пленка обезвоживается, уменьшается в объеме и растрескивается.

Слабая связь между тампонажным камнем и горными породами может быть сравнительно легко разрушена, если между двумя проницаемыми пластами возникнет в процессе эксплуатации скважины (или существует в природных условиях) значительный перепад давлений.

Чтобы сделать сцепление камня с горными породами более надежным, необходимо с поверхности стенок скважины при цементировании удалить фильтрационную корку промывочной жидкости, либо превратить их в прочное твердое тело, имеющее хорошее сцепление с породами и цементным камнем и не разрушающееся при контракции цемента. Удаление фильтрационных корок возможно механическим либо химическим путем. Для механического удаления используют специальные скребки, которые сдирают фильтрационную корку при расхаживании или вращении обсадной колонны. Сдираемая со стенок корка восходящим потоком промывочной жидкости и первых порций тампонажного раствора удаляется от поверхности породы; на ее месте образуется цементная корка, обладающая гораздо большей прочностью.

Скребки устанавливают на обсадной колонне против проницаемых пород и закрепляют неподвижно. Наибольший наружный диаметр скребка должен быть несколько больше диаметра скважины. Скребки размещают на расстоянии примерно 3 м друг от друга; во всяком случае оно не должно превышать 0,6-0,7 длины расхаживания колонны.

Разрушению фильтрационных корок и улучшению сцепления цементного камня со стенками скважины, по данным Уфимского нефтяного института, способствует наложение вибраций с частотой примерно 100-175 Гц на поток тампонажного раствора. Генератор вибраций размещают у башмака обсадной колонны.

Для химического разрушения фильтрационных корок используют специальные жидкости, которые прокачивают в скважину перед тампонажным раствором. Такие жидкости обычно называют буферными, так как они разделяют промывочную жидкость от тампонажного раствора.

При цементировании скважин в хемогенных отложениях соли могут растворяться в дисперсионной среде тампонажного раствора, при этом не только возрастает минерализация жидкой среды и изменяется ее солевой состав, что сказывается на свойствах раствора и камня, но между формирующимся тампонажным камнем и стенками скважины может образоваться жидкая прослойка высокоминерализованной воды. Такая прослойка является каналом для перетока пластовых жидкостей. Вследствие того, что при растворении солей из стенок скважины степень минерализации оказывается неодинаковой в разных участках поперечного сечения столба раствора (наиболее высокая близ стенок ствола, наименьшая – у обсадной колонны), происходит неодновременное схватывание его, а твердение идет с разной интенсивностью. При существенном различии в скоростях твердения разных слоев раствора в камне могут возникнуть местные напряжения, которые способствуют его разрушению. Поступление солей в состав тампонажного раствора благоприятствует коррозии камня. Свести к минимуму опасность образования жидкостной прослойки между камнем и стенками скважины и предотвратить возникновение местных напряжений при твердении можно, если тампонажный раствор готовить из солестойкого цемента на рассоле, содержащем избыточное количество водорастворимых солей, которые входят в состав хемогенных пород, вскрытых данной скважиной. Так как температура на дневной поверхности всегда меньше, чем в цементируемом интервале, по мере транспортирования в скважину избыток солей будет растворяться в воде и пересыщенный водный раствор станет насыщенным или немного недонасыщенным.

Другим способом предотвращения возможности образования жидкостной прослойки между камнем и хемогенными породами является использование обращенных тампонажных эмульсионных растворов. Для приготовления эмульсии целесообразно использовать воду, насыщенную теми водорастворимыми солями, которые содержатся в данной породе.

Для повышения герметичности контакта тампонажного камня с горными породами и обсадной колонной всегда полезно использовать растворы, расширяющиеся при твердении. Наибольший эффект от использования таких растворов может быть достигнут при условии полного вытеснения промывочной жидкости и удаления фильтрационных глинистых корок.