автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Повышение качества крепления скважин

Р V В им

- а мая «

НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ "БУРЕНИЕ"

(АООТ НПО "БУРЕНИЕ")

На правах рукописи

КУКСОВ АНАТОЛИЙ КОНОНОВИЧ

УДК 622.245.42

ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.10-БУРЕНИЕ СКВАЖИН

ДИССЕРТАЦИЯ В ВИДЕ НАУЧНОГО ДОКЛАДА НА СОИСКАНИЕ УЧЕНОЙ СТЕПЕНИ ДОКТОРА ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК

КРАСНОДАР- 1995

оавдшак 0ПП011ШГЫ: доктор-; технических наук,

профессор Ы.О.Аирафьян

доктор технических наук А.Т.Кошелев

доктор технических наук Н.П.Дородной

Ведущая организация - производственное объединение "Краснодарнедзтегаз"

" ШО!ЬЛ 1995 г. в _£_

Ьащита состоится " 77" Ш(У / 199Ь г. в у ч

на заседании диссертационного совета Д 104.04.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук щш научно-производственном объединении "Бурение" по адресу: 35С624, г.Краснодар, ул.Цира, 34.

С диссертацией в вдцо научного доклада мо;.ио ознакомиться в библиотека НПО "Бурение" (.Краснодар, ул.Мира, 34).

Диссертация в виде научного доклада разослана " " СЦл^тАМ 1995 г.

Ученый секретарь специализированного совета

Л.М.Рябова

СОДЕРЖАНИЕ

Общая характеристика работы ............................. 6

Введение ................................................ 13

Глава I. Оценка качества крепи нефтяных и газовых

скважин........................................ 15

Глава П. Исследование факторов, определяющих формирование свойств крепи ............................ 25

2.1. Цементный камень ..........................

2.1.1. Седиментационные процессы в цементном растворе ................................ 28

2.1.2. Агрегативная устойчивость цементных растворов ............................... 33

2.1.3. Образование фиоидопроводящих каналов

в цементном каше ....................... 37

2.1.4. Исследование влияния состояния поверхности стенок скванины и колонны на образование флвддопроводящих каналов....... 39

2.1.5. Образование флюидопроводяяда: каналов у контактных поверхностей цементного

камня ................................... 41

2.2. Корки и невытесненный буровой раствор...... 42

2.2.1. Исследование факторов, обеспечивающих сокращение зон невытесненного бурового раствора, смыв корок.................... 42

2.2.2. Исследование каналообразований в глинистой корке и невытесненном буровом

47

растворе ................................

2.3. Обсадные колонны.......................... 51

2.3.1. Исследования изменения давления в зацементированном заколонном пространстве .................................... 51

2.3.2. Исследование причин образования вертикальных щелей у поверхности обсадных

труб .................................... 58

2.3.3. Влияние движения низа обсадной колонны на возможность образования флюидоцрово-дящих каналов........................... 59

2.3.4. Исследования по выбору внешней нагрузки на обсадные колонны.................. 63

2.3.5. Исследование остаточной прочности обсадных труб при их износе и коррозии..... 66

2.3.6. Исследование прочности "двухслойной

крепи": труба-цементный камень........... 67

2.4. Исследование комплексного влияния при-

родных и технико-технологических факторов -на .результаты крепления скважин...... 70

2.5. Изучение состояния крепи в скважинах....... 77

Глава Ш. Разработка технических средств и технологий,

повышающих качество креш....................... 82

3.1. Тампонажнне материалы и растворы........... 82

3.1.1. Методы и средства оценки изолирупцей способности тампонажных растворов........ 82

3.1.2. Методы повышения изолирувдей способности тампонажных растворов................ 85

3.1.3. Разработка тампонажных составов различного назначения....................... 85

3.1.4. Реагент комплексного действия ........... 87

3.1.5. Газонаполненные гампонажные системы...... 88

3.2. Технология приготовления тампонажных растворов.................................. 91

3.3. Создание в заколонном пространстве низкопроницаемых перемычек.................... 93

3.4. Цементирование обсадных колонн большого диаметра через бурильные трубы............. 94

3.5. Буферные вдцкости.......................... 94

3.6. Ступечатое цементирование и спуск колонн секциями................................... 95

3.7. Устройства для цементирования скважин...... 97

Глава 17. Разработка комплексного метода управления

качеством крепи............................... 98

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Одной из основных проблем развития нефтяной и газовой промышленности является обеспечение высокого качества строительства скважин, которое зависит от многих природных и технико-технологических факторов, в раде случаев слабо изученных и недостаточно учитываемых при проведении работ.

В проблеме качественного строительства скважин особое значение имеет создание надёжной крепи, которая отвечала бы поставленном требованиям применительно к конкретным условиям и исключала бы возникновение осложнений, ставящих под сомнение целесообразность проведенных работ.

Крепь, состояния из обсадных труб и цементной оболочки, является основной функциональной частью сквашт, создаваемой на заключительном этапе её строительства.

Проблема повышения качества крепления скважин постоянно усложняется по мэре перехода на большие глубины, разбуривание слож-нопостроенных залежей, разработку месторождений, содержащих сероводород и другие агрессивные агенты. Так, в южных районах страны переход на бурение более глубоких сквашн приводит к необходимости крепления зон с аномально высокими пластовыми давлениями в условиях высоких температур, большого выхода из-под башмака предыдущей колонны. Разработка крупнейших месторождений в Западной Сибири и Среднем Поволжье при относительно небольшой глубине сквашн показала, что и здесь качественное разобщение пластов является одной из важнейших и сложнейших проблем, связанных с необходимостью крепления наклонных скважин с минимальными перемычками между напорными водяными и продуктивными пластами. Ещё более сложные задачи возникают при креплении газовых скважин, особенно в районах Крайнего Севера, осложнённых наличием шоголетнемерзлых

пород.

Определяющее значение качество крепи скважин имеет в деле охраны недр. Только высококачественная кропь способна длительное время противостоять сложнейшим и разнообразным по характеру воздействиям и предотвращать недопустимую для недр и внешней среды сообщаемоеть пластов мевду собой и дневной поверхностью.

Проблема повышения качества крепления сквааин актуальна во всех регионах, где ведется добыча нефти и газа. Поэтому повсеместно ведется работа по совершенствованию качества крепи. Однако решена лишь часть задач, да и то лишь с точки зрения сегоднящних требовании.

Остаются распространенными такие осложнения при креплении скважин, как заколонние проявления и перетоки, подвигам фонтанных арманур при эксплуатации скважин и смятие колонн, поступление посторонних флюидов в продукцию скважин, ухудшение гидрологической обстановки в районах добычи нефти. Целые крупные регионы (Татария, Башкирия и др.) лишаются доброкачественных водных ресурсов. Всё это объясняется не только низким уровнем используемых при креплении технических средств, но и тем, что осуществляемые мероприятия должным образом не увязываются между собой и не учитывают достаточным образом горногеологические условия крепления скважин.

На месторождениях Западной Сибири из-за нарушения герметичности крепи вышли из строя тысячи скважин, требующих либо капитального ремонта вследствие межпластовых перетоков и обводнения, либо ликвидации из-за порыва и смещения колонн в незацементиро-ванной части ствола. Особенно тяжелое положение сложилось на Са-мотлорском месторождении, где, например, уже в 1981 г. в 65$ эксплуатационного фонда имелись заколонше перетоки.

Об актуальности проблемы свидетельствуют и многочисленные . исследования большой группы авторов, проводивших в различных регионах работы как по изучению отдельных процессов, так и по созданию новых технических средств-и технологий с целью повышения качества крели. Эти работы были обусловлены решениями ежегодных отраслевых координационных совещаний и выполнялись в соответствии с долговременными отраслевыми программами по строительству скважин Шшвефтепрома и Мингазпрода.

Цель работы. Повышение качества крепи скважин путём создания и внедрения прогрессивных технических средств и технологий, достижения эффективности проектирования и управления процессами крепления.

Основные задачи работы. I. Обобщение показателей, определяющих качество крели скважин, и построение схемы комплексной её оценки для определения интегрального показателя.

2. Установление факторов, определяющих формирование свойств крепи, на основе исследований по изучению седиментационных процессов, механизма возникновения фпквдопроводящих каналов, состояния контактирующих с цементным раствором (камнем) поверхностей, наличия глинистой корки и невытесненного бурового раствора, характера изменения давления в твердеющем тампонажном растворе, уменьшения прочностных характеристик крепи при износе и др., чтобы затем оценить влияние комплекса природных и технико-технологических воздействий на состояние крепи скважин.

3. Создание прогрессивных технических средств и технологических приемов, включающих разработку и применение новых-тампонаж-ных составов различного назначения применительно к ослокненным условиям крепления скважин, а также создание специальной оснастки колош, обеспечивающей, безаварийный их спуск на больше глубины и

успешное завершение операции.

4. Разработка типовой комплексной технологии управления качеством крепи схаакиз, включающей решение широкого круга вопросов, связанных как с учетом отдзлыщх операции, воздействующих на крепь, так а с принятием комплекса технических ресониК на этапах проектирования работ и последующего оперативного управления технологическими процессами.

Задачи работы решаются на основе анализа результатов предшествующих исследований и оценки состояния качества крепления сквалин, установления значимости отдельных факторов, проведения большого объема лабораторных, стендовых и промысловых исследований, позволяющих выявить причины, приводящие к разрушению крепи, и разработать новые технические средства и технологии, которые при комплексном их применении и оперативном управлении процессом обеспечат достижение высокого качества крепи сквакин.

Общая методика исследования. Принятая методика базировалась на анализе и обобщении теоретических и экспериментальных исследований в области крепления скаажин, использовании методов статистической обработки результатов для установления значимости основных факторов и: последующей количественной оценки качества крепи на всех стадиях, моделировании отдельных процессов-на специально созданных установках, позволяющих изучить явления, имеющие место при формировании цементного кольца в скважине и последующем изменении его свойств.

Научная новизна.

I. Разработана методика количественной оценки качества крепи схвалсин в полном объеме номенклатуры показателей ее качества в рамках комплексной системы управления качеством продукции.

¿. Установлены по значимости основные факторы, определяющие герметичность заколонного пространства.

3. Показано, что продвижение £шседа в объеме тампонажного раствора возможно только по каналам значительно больших размеров, чзм каналы, имеющиеся в неразрушенном шкропоровом пространстве тампонажной смеси.

4. .шяэлено, что основным фактором, определяющим образование ¿.люздопр сводящих каналов в заколонном пространстве скважин в начальный период формирования структуры тампоналного раствора, является процесс седиментации, обусловливающий рост исходной проницаемости раствора вследствие суффозионного расширения фильтрационных каналов, их локализации, последующая интенсификация процесса агрегатирования частиц твердой составляющей раствора, образовало зон повышенной проницаемости в массе ташоканного раствора, вызванных ломкой структурных связей на контактных поверхностях седяментируьэдей твердой составляющей.

5. Определен механизм изменения давления столба тампонажного раствора на ¿лайд пласта, стенки скважины и колонны. Установлено, что определявши фактором, влияющим на интенсивность и характер падения давления, является рост сил взаимодействия седиментирую-цей твердой составляющей с вмещающими поверхностями. Доказано отсутствие напряжений в структуре тампонажного камня.

5. Изучены причины потери сплошности глинистой корки и невы-тесненяого бурового раствора при контактировании с твердеющим тампоназдым раствором. Установлено, что определяющую роль при этом играет контракция цементного раствора.

7. выявлено, что давления, создаваемые столбом тампонажного раствора на стенки скважины и колонны (полное) и на флюцд пласта (поровое), приблизительно равны мэзду собой и меняются в соответствии с изменением порового давления.

8. ¿первые в практике исследования качества цементирования скважин доказана целесообразность вскрытия ствола скважин горны-

выработками из шахт.

9. Создана методика разработки типовых комплексных технологий управления качеством крепи сквааш; на сгадшх проектирования, планирования и производства работ, включающая оцонку уровня качества на всех стадиях.

Црздтдче.сцад деэдо^ д Р<?ЭДИ?ЭДДЯ РЗ<КЯЦ й

Все работы выполнялись по координационным планам Г1аИ, Манне^тс-газлрота и Цингео СССР, имемцим важное народнохозяйственное значение. Они реализованы в промышленности в полном объеме в виде руководящих документов - инструкций на технологические процессы и технические средства - материалы, механизмы и устройства, отраженные в приводимом перечне Рд и изобретений.

Практическая ценность работы только за счет использования изобретений с участием автора по данным ЦСУ за период 198С-199игг. превысила 6 иен.руб., з которых доля автора составила i юн.53 т::о. рублей. По материалам "Комплексного решения проблещ создания л организащш цроизводства специальных тампона^ашх материалов и их широкого промышленного применения для крепления нефтяных и газовых скважин", отмеченным прошей Совета Министров СССР за 1986 г. (с участием автора), годовой экономический оффект за 1981 г. составил 17,5 млн.рублей. 3 1990 г. экономический эффект прошеил млн. рублей.

Аппобахщя работы. Основные поло;.йния данной работы докладывались на совещаниях и семинарах, в том числе на всесоюзных конференциях-дискуссиях "Газопроявления в скваминах и борьба с шш" (1968 и 1970 гг., г.Краснодар), всесоюзном семинаре "Повышение эффективности буферных вдшостец" (Краснодар, 1973 г.), всесоюзном совещании "Формирование и работа цементного кш.пш" (1уапсо, 1973 г.), на четвертой республиканской конференции по физико-химии, технологии получения дисперсных систем, промывочных ;;ащкос-

тей и тамподаншк растворов (Ивано-Франковск, 1977 г. ) »всесоюзной конференции по применению вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче (Баку, 1976 г.), координационных совещаниях по НИОКР в бурении, проводившихся ежегодно Миннефгегаздршом в Туапсе, Краснодаре, ДиЕноморске, Сургуте, Тюмени н 1375-1992 гг..международных конференциях "Петролгеохш,1-82" (г.Варна) ,"Петролгеохт-85" (г.Вис-ла),на заседаниях ка|юдры бурения Уфимского нефтяного института в 1993 г. и ученого совета ЗШИКРнофги в 1993 году.

Значимость идя науки и практики работ соискателя, ¿втором глу-.боко изучены процессы и явления,проходящие в зацементированном зако-лошоы пространстве сквалшн .позволившие разработать методы управления качеством проектирования и крепления скважин. Научные выводы и практические рекомендации легли в основу создания отраслевых инструкций, включая "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (1993 г.), одним из авторов которых является соискатель.

Исходные материалы и личный вкцад. 3 докладе использованы результаты исследований, выполненных в период с I9S7 по 1992 год при непосредственном участил и под руководством автора, занимавшего доллшости главного инженера треста "Харбурнофтегаз", заведующего лабораторией и заместителя директора ВШЖРнефти по научной работе.

Автор был руководителем и неспредственным исполнителем 45 ут-верздешшх тем, имевших целевым направлением повышение качества крепи схвааин.Все публикации выполнены автором или непосредственно при его участии.

ЧУ^-УТШЛЛ- Основные результаты доклада опубликованы в 144 работах, из которых 70 приведена в конце доклада.

Структура и объем работы. Доклад состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и рекомендаций, списка работ автора, вкшочающэго 70 наименований. Доклад изложен на 87 стр. учитываемого машинописного токста, включает 27 рисунков и 4 таблицы.

¿ЗЕдЗНИЕ

Базой для составления настоящего доклада являются работы, выполненше автором за длительный период. 3 свое время они били опубликованы в монографиях, статьях в центральных изданиях, трудах института ВШШКРнефгь, широко обсуздались. Изложенные идеи становились общепризнанными и в настоящем докладе могут звучать как очевидные, поэтоцу автор вынувден делать ссылки на работы, в которых рассматриваемые полоанния публиковались автором впервые.

Для научно обоснованного выбора путей совершенствовашш крепи скванин, прчэде всего, необходимо сформулировать перечень потребительских свойств крепи и методы оцонки её качества.

3 машиностроении и строительстве давно разработаны к пакли широкое распространение метода оценки качества продукции, что позволяет использовать эти метода применительно к крепи сква;лш.

Имеющийся многолетний опыт убедительно показывает, что формирование свойств крепи происходит под влиянием множества природных и технико-технологических факторов при сложном их взаимодействии и взаимозависимости, поэтому необходимым условием успешного управления качеством крепи является установление влияния различных мероприятии в конкретных горно-геологических условиях при конкретном сочетании с технико-технологическими Факторами на нормирование и изменение свойств крепи. Отсюда необходимость наличил достоверных знаний о происходящих в скважинах процессах при их креплении.

Качество крепи во многом определяется уровнем проектных решений. Значит, для управления качеством необходимо найти методы оценки качества крепи уне на этой стадии. Ва:;шо также уметь прогнозировать результаты работ по креплению, когда при реализации проекта на скважине приходится вносить в него поправки примените-

льно к неучтенным факторам.

Возможность оценки качества крепи на стадиях проектирования к планирования работ, знание основных закономерностей течения физико-химических процессов в цементируемом заколонном пространстве скважин позволяют целенаправленно управлять качеством крепи, поэтому завершающим этапом работы стало создание технологии управления качеством крепи, вобравшее в себя все предшествующие исследования.

В течение многих лет автору посчастливилось работать с исследователями института ЗгйИКРнефть, внесшими весомый вклад в развитие науки о крепи скваччины, А.Г.Аветисовым, М.О.Ашрафьяном,

A.И.Булатовым, А .Е.Горловым, Л.Х.-М.Дудаевым, В.Л.Еременко,

Ю.Д.Комнатным, Л.А.Лариампольскям, д.Ф.Новохатским, О.Н.Обозиним, И.А.Сибирко, Р.З.Уханоэшл, А.З.Черненко, которым автор глубоко благодарен за тесное сотрудничество и всестороннюю помощь.

При проведении исследований автор широко использовал и опирался на труды известных отечественных ученых в области крепления скважин - А.И.Бережного, А.Л.Видовского, А.А.Гайворонского, Н.А.Гукасова, В.С.Данюшевского, Л.Е.Измайлова, И.С.Катеева,

B.М.Кравцова, Ю.С.Кузнецова, Е.Г.Леонова, В.К.Летченко, М.Р.Мав-лютова, У.Д.Мамаджанова, А.Х.Мирзаджанзаде, Ш.М.Рахимбаева, М.К.Сеид-Рза, В.Т.Суркова, Н.М.Церстнева, Р.И.Шищенко и др.

глава I. оцат КА.1ЙСТВА кмш &жшм ;; ГАЗОВЬХ

СКВАЖН

Повышение качества строительства нефтяных и газовых сква.шн является одним из важнейших резервов увеличения добычи нефти и газа за счет увеличения ресурса безотказной работы крепи и интенсификации режимов эксплуатации скаажкн.

В отечественной и зарубежной практике отсутствуют разработки методических основ выбора или определения критериев качества отдельных этапов буровых работ, таких как, например, сооружение крепи или сквашны в целом. Ъ отрасли вообще нет какого-либо нормативного документа, который бы определял единые правила оценки технического уровня крепи скваглн, зависящего по существу от уровня качества проектных решении ,п их реализации при сооружении и эксплуатации крепи.

Существующие критерии и методы оценки качества работ по креплению скважин (герметичность обсадных колонн, высота подьема цементного камня за колонной, состояние контакта колонны с там-лонаышм камнем и кш.шя со стенками скваишш) слабо характеризуют функциональные свойства крепи и явно недостаточны для полной её оценки. Многие важнейше показатели качества крепи,такие как надежность, технологичность, экологичность и ряд других, не учитываются вовсе. Это обстоятельство затрудняет анализ и оценку влияния применяемых технических средств и технологических приемов на процесс формирования качества крепи сквалин.

Первые научно-исследовательские работы по созданию методических основ комплексной оценки качества крепи скаажин были начаты во ЛЕБЛСРнефти в начале 1983 г. к были ориентированы на создание руководящего документа для оценки уровня качества крепи в Западной Сибири.

й настоящее ареш часто само понятие "качество крепи" трактуется по-разному. Наиболее широко распространено мнение о том, что качество - ото соблюдение проектной технологии. Однако наиболее точно отражает суть дела определение, согласно которому качество крепи екз&лшы - это совокупность свойств канала мезду дневной поверхностью и продуктивными'пластами, эксплуатирующимися в заданных ренимах,,с учетом затрат средств, труда и времени на его сооружение и степени загрязнения недр земной поверхности при его использовании. При таком подходе к качеству крепи ска;;:ины обеспечивается соответствие ее требованиям эксплуатации, надежности, технологичности и экологичности при .высоком техническом уровне ведения работ.

Многообразие свойств крепи и необходимость оценки ее качества обусловливают наличие характеризующих ее показателей. Однако пыеотся целый ряд экономических, организационных и социальных аспектов, требующих установления единого количественного показателя качества крепи, достоверно отражающего качество объекта.

Трудность заключается в том, что нужно ввести в обобщенный показатель различные свойства, величины которых имеют разные размерности, различный физический смысл, но так, чтобы величина этого показателя определяла весь комплекс свойств объекта в целом. Естественно, что этот показатель будет выражен какой-то условной величиной. Но эта условность не должна искажать действительного положения вещей, поскольку интерес представляет не абсолютная величина комплексного показателя, а степень его изменения при изменении параметров крепи.

Одним из основных принципов, на которых основана количественная оценка, является тезис о том, что свойства, характеризующие качество оцениваемого объекта, представляют собой не просто некоторую совокупность, а совокупность, упорядоченную в виде много-

уровновой иерархической структуры (дерево свойств). Разумеется, что никакое дерево свойств на практике не может абсолютно адекватно отразить все свойства, характеризующее качество объекта, из-за их многочисленности. Однако оно должно отражать важнейшие его свойства.

• Нами для построения дерева свойств были использованы принципы, изложенные в РД 50-149-79 Госстандарта СССР.

На рис. I и табл. I представлена разработанная нами схема иерархической структуры показателей качества крепи нефтяных и газовых скважин, из которой видно, что в число групповых показателей для оценки качества крепи включены показатели назначения, надежности, технологичности и экологичности. Остальные рекомендуемые показатели (эргономические, эстетические, патентно-правовые,транспортабельности, унификации и безопасности) применительно к специфическим условиям крепи неприемлемы или дало эффективны.

Группа показателей назначения характеризует важнейшие свойства крепи, обеспечивающие её функционирование по назначению и определяющие область и условия её эксплуатации. Поэтому составляющие эту группу подгрупповые показатели - классификационные, функциональные и технической эффективности, конструктивные, состава и структуры - играют основную роль в оценке качества крепи и используются как критерии оптимизации при проектировании и сооружении сквааины. Единичные показатели перечисленных подгрупп характеризуют такие основные свойства крепи, как сопротивляемость действующим знакопеременным нагрузкам, её техническое совершенство для конкретных геолого-технических условий и др.

Исключительно важные показатели для комплексной оценки качества и технического уровня сформированной крепи - это показатели надежности.

6 й 1-я

Интегральный показатель качества кропи скважин

'1, Экологически й показатель

Рис Л. Иерархическая структуре показателей качества крепи скважин

Тяблица I

ПОКАЗАТЕЛИ кпчоотп.) крепи (ешшичим^)

1.1.1 Прочности КОЛОИП11 При t\(MjKMÍcTiuut napy«<ï(oro Т 1. '1 Г»,Осялш»'Ш|пгть Kti-u >iiiu-i ИеНТрОТОрЛМ! И

Ц.1ВЛСННЯ

1 .4 .О.Оси.чтонпо'-п. колонии скр> -бками к

I..1.2. Прочности колоипы при

ВГК1ДГНСТВШ1 ВНутреЩЮГО П<1«Л0ИНЯ Т ! .3 »7. Оспами-и нот. колонны И Т\рГ>\Ш1.*ЛТорЛМИ

.1.1.3. ЛлНШПИИаоМОС'П. колонны т 1. И.Оснлии-тим ji. колонны паю'рамп и

1.1.4. УЛ.чрп' i íi CTOÍÍKOCTK ni •цспгтип камня '' 1. 1. 1. С|рукт>рл цементного раотнорл п

.1.1.5. КоррОПИОШГОИ СТО|"|КО<-П1 U0MOHTHOI-O КЛМ11И и 1 А 2. Компонентный состой poemopn ЮМ0ИТН01Ч> ц

1.1.0. Нпочпосгш иомочтпого камня ' 1 1 1 . НпрабоГКЛ ДО О'ГКЛ.1.4 II т

1.2.1. 11рон\гкиоН спосоПпостп т о .1 .2, Средняя шрпбогкл п.ч о,НЛП U т

КОЛОННЫ

1

1.2.2. ГорМСТИЧГЮСТН К' IJ10HIIM т . I.Í роДННИ срок <71ужГц.| до 1 ' 111И ' 1111 ! 1 < t и

и т

1.2..Ч. Cíí'tlí'ltl! 11.11 >ЛЩЦП1 1 IJI.'K* rt Т II .2 M , 1 • Сродним ipym 11-мк"(л. р< момтл

.1.2.4. Особой лоформациотюй yCTOi'lMllIiOCTll КОЛОШШ т о •1 . 1.» Срок сохраняемости И т

.1 , t. Трудоемкость И т

1.2.5. Стоить цгптрлроиакия 11

.4. 1. Металлоемкость т

I.2.G. lIlITOHCIiniíOCTb искрншюння

Т 11

CTUOJl.i слшикины 2, Расхода помета 11

J.

Кпвернвдность стволл

1.2.7. !!

екпажшш Ia 3. РОСХОЦ,! rjlItIUMKipOHIKf'l и

1.3.1. — CoilOpniCMlCTliO Об RH:! KU КОЛОНН ' "Í. Себестоимости -IÏ т

1.Х2. Cu»<'JIIIIOHCTIH> рабочих СООДИНОШШ -- U>ïr> 1 1 4 .L 4 Степень перелета Мири.» можколоппоо ц т

.1.3.3. Ныгота НОПЪОЫа HPMollTa U 1

4 . Ме>ц пл а пч mu \ нер^юкои ц

1.3 Л. Высота помситноги .стакана* II •1'

Ц Т

— гпн.члпиы*1 с пимент ириплни^м

— свялтшыс с трубами.

Исследования в области надежности креш скважин начаты сравнительно недавно. Наш во БШИКРнефти созданы методические основы для оценки этого важного свойства (РД 39-1-Ш2-84). Исходя из того, что крепь - восстанавливаемое изделие с непрерывным режимом эксплуатации, её надежность характеризуется показателями безотказности, долговечности, ремонтнопригодности и сохраняемости.

Оценка качества креш должна отражать не только соответствие отдельных показателей заданным значениям, но и степень оптимальности распределения затрат материалов, труда, времени и средств при реализации процесса крепления скважин.

Ужесточение требований к охране природы также нашло отраженно при оценке качества сооружения креш. Учет экологических показателей должен предотвратить бесконтрольный выброс в окружающую среду технологических, жидкостей при строительстве скважин, повысить требования к качеству разобщения пластов.

Используя принцип построения дерева свойств,' а такие метод последовательного расчленения показателей, была построена схема комплексной оценки качества крепи скважин и определения ей интегрального показателя.

Следующей крупной проблемой был выбор способа количественной оценки показателей качества крепи. Наш для решения этого вопроса был использован подход, изловленный л.С.Харринггоном, позволяющий численно рассчитать показатели качества и преобразовать измеряемые значения свойств X ¡' в безразмерную шкалу желательности 011 (рис. 2). В нашем случае в такую шкалу преобразовываются измеряемые параметры единичных показателей свойств крепи.

Выбранная шкала имеет следующие градации:

0 «г о,2 - очень плохое качество;

0,2 < о,37 - плохое качество;

0,37 < (¡.\ и,63 - удовлетворительное качество;

<*Ч

Экцентпрмчность колонн

<4

1,00 отлично /

0,80 -----/ — —

хорошо J ||\

0,63 уд08летворУ| 1 "i

0,37 плохо /* ^ 1

0,20 —Ул --I 1II lili — II1 Mil

и X4*Í2Xi.3XV

0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 X,Л.4-Ои/0, Осевая деформационная устойчивость

Рис. 2. ®уш'ции геиатепьногти

и,65 < 4; ^ и,о - хорошее качество;

0,8 < $ 1,С - отличное качество.

Для установления соответствия мазду измеряем® значениями свойств и их ¡желательностью (значениями единичных показателей) были выбраны следующие функции, общий вид которин изображен на рис.*::

с{,; = с>^р[-ехр (а+ЬзС;)]

им ограничЕ

2зс/-К

для показателей с односторонним ограничением и

,п -

с! (

т

¿¿¡я показателей с двусторонним ограничением.

Значения коэффициентов в этих формулах определялись путем назначения базовых уровней качества, как правило, окслертншл пу~ •х^м. При этом уровню с( \ =0,37 обычно устанавливалось допустимте значение сво1к;тва (например, долусш.ая интенсивность искривления ствола сква;лны 1,5 градуса на Юм).

Обобщенный, групповые и подгрупповые показатели, определялись как среднее гармоническое саответствиё групповых, додгрупповых и единичных показателей. 'Среднее гармоническпе с{\ величины С(; ,. где I = I, ... П , определяется по форвдле:

с!Г =

п

1 п

£ ¿7

Такой метод "свертки" нижестоящих показателей в комплексные вышестоящие обеспечивает высокую чувствительность интегрального показателя качества крепи к колебаниям величин единичных показателей.

На основании предложенных принципов была создана "Методика оценки качества крепления скважин на месторождениях Западной Си-

бири" (РД 39-4-125к;-85), используя которую для снижения трудоемкости расчетов разработан пакет прикладных программ, который испытал в условиях ПО "Сургутнефтегаз". Зозг,юности методики продемонстрированы результатами ео опробирования.

3 табл. 2 приведет результаты оценки, сравнения и анализа качества крепления скважин, построенных на различных ыесторолде-ниях различными УЕР в различные периоды времени.

О чувствительности "Методики" свидетельствуют результаты оценки качества двух выборок сква'хин Сутор.минского месторождения: "хороших" (отличающихся длительным периодом безводной эксплуатации) и "плохих" (для которых факт ме:шластових перетоков подтвержден результаташ геофизических исследований). Для всех "плохих" скважин значения обобщенного показателя не превышали С,С62, з тс время как для зсэх "хороших" скважин его значения изменяются в пределах от 0,444 до 0,829. Таким образом, распознаваемость скважины следует признать вполне удовлетворительной.

Анализ табл. 2 показывает, что выбранный подход к оценке качества крепи позволяет не только комплексно оценить общий уровень качества крепления скважин, но и выявить причины, вызвавшие .колебания показателей уровня качества, определить единичные показатели, выполнение требований к которым наиболее существенно влияет, на эксплуатационные характеристики и уровень качества в целом.

Такой метод оценки качества скважин разработан впервые и находит все более широкое распространение в нефтегазовой отрасли.

Те5яйца 2

Результата сопоставительных расчетов___

Г Средние значения показателя для скважин

ПОКАЗАТЕЛЬ Ь-------------------■---------

_______

"хороших

*».1.,-прочности колонны 0,90 0,89 0,90 0,90 0,90 0,90

0,59 0,55 0,51 0,59 0,52 0,56

воздействия

X,. I.^-прочности тампонажно- 0,54 0,40 0,45 0,52 0,19 0,45

Г*0 К4МНЙ

XI.1 -классификационный 0,70 0,62 0,62 0,69 0,63 0,65

X, .я-ге^ётичности 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98

»-степени изоляции 0,69 0,32 0,45 0,57 0,52 0,42 плас та

Х^а.^осеаой^е^о^мационной 0,50 0,51 0,47 0,47 0,44 0,49

X».г.»-интенсивности искрив- 0,39 0,22 0,21 0,39 0,35 0,23 ления

X«.» -Функциональной и тех- 0,57 0,35 0,36 0,49 0,48 0,39 ническои эффективности

XI.з.2-сове^шенс^8а резьбовых 0,50 0,50 0,51 0,51 0,52 0,52

X,,э.а—высоты подьепа тампо- 0,76 0,67 0,72 0,72 0,77 0,66 намного раствора .

*1.»..-глубины цементного 0,82 0,93 0,88 0,77 0,90 0,69

С ТдКАКЭ

,1ра"и"ОСНа*еННОСТИ ченрато" 0,71 0,26 0|44 0,60 0,70 0,27

XI.». «-ос на ценное ти заколон- 0,57 0,22 0,36 0,48 0,47 0,33 ныли пакерами

Х>.» -конструктивный 0,37 0,23 0,30 0,36 0,37 0,24

Х,.< -состава и структуры 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89 0,89

X, -назначения 0,52 0,32 0,36 0,48 0,48 0,34

X*.I.,-наработки до отказа 0,86 0,10 0,48 0,72 0,75 0,36

Ха.4. »-срока сохраняемости 0,98 0,98 0,96 0,96 0,95 0,99

Хз -надежности 0,92 0,15 0,56 0,78 0,80 0,43

X». 1.1-трудоемкости 0,85 0,90 0,92 0,84 0,92 0,89

Хэ.1.1-металлоемкости 0,70 0,70 0,73 0,70 0,72 0,72

Хя.а.г-расхода цемента 0,16 0,30 0,28 0,18 0,10 0,35

X». 2. »-расхода глинопорожа 0,98 0,99 0,96 0,98 0,96 0,99

X» -технологичности 0,34 0,50 0,48 0,36 0,24 0,59

Х«.з -«»Пластовых перетоков 0,92 0,01 0,41 0,71 0,71 0,34

X. -отологический 0,92 0,01 0,41 0,71 0,71 0,34

X. -обобценный 0,47 0,04 0,24 0,39 0,33 0,25

X' -обо| ценный без уче- 0,71 0,03 0,35 0,56 0,55 0,26

ГЛАВА П. ИССЛЕДОВАНИЕ «¡¿АКТОРОВ, опрдщшяюща 30ГЫИР03АШ2 СВОЙСТВ КРШП

Изложенная выше методика учитывает факторы, которые определяют качество крепи. Возникает вопрос получения оптимальных их значений. Однако специфика строительства крепи такова, что чаще Есего отсутствует возможность прямого регулирования свойств крепи. Поэтому необходимо детально их исследовать, чтобы направить процесс крепления скважин в сторону создания требуемых свойств крепи.

Так как крепь скважины состоит из двух конструктивных элементов - обсадных колонн и цементного камня, - то задача, в основном, сводится к их совершенствованию. В конкретных условиях строительства крепи практически невозможно полностью исключить наличие адгезионных и фильтрационных корок на стенках скважины и колонны, участков невытесненного бурового раствора, поэтому в&'х-но исследовать, как влияют эти зоны на качество крепи, и при необходимости разработать меры по минимизации негативного воздействия их на крепь.

Таким образом, свойства трех характерных зон (обсадной колонны, цементного камня и участков невытесненного бурового раствора) определяют качество крепи.

2.1. Цементный камень (2, 8, 14, 19, 23).

Показатели цементного камня оцениваются по их влиянию на свойства крепи сквакин. Кроме показателей, определяющих свойства самого цементного камня (коррозионная стойкость 1.1.5, прочность 1.1.6 и др.), имеется ряд показателей, прямо от них зависящих,' таких как показатели степени изоляции продуктивного пласта 1.2.3, высоты подъема тамлонажного раствора 1.3.3 и другие (табл.1).

*

Основные осложнения в зацементированном заколонном пространстве связаны с возникновением в нем переточных систем - зако-лонных проявлений. Непременным условием наличия перетоков являет-, ся наличие каналов, по которым движется фшоид, и перепада давления шзкду пластами (или пластами и дневной поверхностью).

' Термин "флювдодроводящий канал" означает наличие в заколонном пространстве участков, сопротивление которых недостаточно для предотвращения флюидопроявления. Флшдопроявлянцие каналы могут . представлять собой и одиночные каналы, к систему множественных микроканалов или трещин, а также участки, разрушакщиеся под действием приложенного градиента давления. Возникновение каналов обусловлено как исходны;.® свойствами вещества, заполняющего зако-лонное пространство, так и различными процессами, обусловленными влиянием среда.

Существует множество точек зрения,- часто взаимоисключающих одна другую, на причины возникновения фтоидопроводящих каналов. Сам факт большого их количества говорит не только о возможной множественности явлений и процессов, приводящих к возникновению каналов, но и об отсутствии единой точки зрения на эти явления. Всё это крайне затрудняло разработку практических мер по профилактике этого осложнения,■

*

На основании анализа данных исходим из условия, что формирование флювдолооводящих каналов может происходить в самом цементном .камне, в невытесненном буровом растворе и корке, или по зазорам, возникающим -на контакте таъшонажного камня с колонной и стенками ствола.

Карповым З.Д. (1971 г.) было доказано, что выдавливание глинистых включений пластовым флюидом возможно только в крайне ограниченных случаях. Остается выяснить, может ли лоровое пространство тампонажного'раствора (камня) служить местом продвижения длас-

тового флюида?

3 работах Цейтлина в.Г., Гайворонского A.A., Коморина в.К. указывается на возможность свободного перемещения через цементный раствор жидкости и газа.,

Проведенные наш детальные лабораторные исследования этого вопроса позволили утверждать, что сведения о том, что тампонакная смесь обладает высокой газопроницаемостью в период ОЗЦ, когда он насыщен избыточной водой затворения, ошибочны.

Исследовашш показали, что продвижение флюида в массе цементного раствора возможно только по каналам значительно больших размеров, чем в ненарушенном шкропоровом пространстве тампопажной смеси. Значит, необходимо воздействие каких-либо процессов, чтобы нарушить (или увеличить) исходную проницаемость смеси, ütot важный вывод получен наш впервые и в дальнейшем в значительной мере определил направление дальнейших исследований многих авторов.

3 условиях скважины изменение проницаемости системы может произойти только за счет внутреннего перераспределения частиц по площади кольцевого пространства. Возникает необходимость исследовать процессы, которые могут привести к нарушению исходной однородности тампонаиных растворов.

Такими щюцвосзт могут быть агрегатирование тампонажных растворов в отдельные сгустки с одновременным образованием более разжиженных и проницаемых участков, а также суффозия структуры твердеющего тампонажного раствора.

Для возникновения процесса суффозии необходимо, чтобы в там-нонаяном растворе происходила интенсивная фильтрация жидкой фазы по порам структурированной твердой составляющей за счет седиментации дисперсной фазы раствора в поле силы тяжести с уплотнением раствора в нижней части сосуда (скважины) и отфильтровывания избытка жидкой составляющей вверх. Силц 1для возникновения фильтра-

НИИ в поровом пространстве твердеющего цементного раствора могут создаться, если в результате снижения давления столба цементного раствора в период ОЗЦ (см.ниже) к поровому пространству камня "подключится" пластовый фшсид- с давлением, равным пластовому. Но даке при максимально высоком градиенте пластового давления начальная скорость фильтрации в ненарушенном поровом пространстве цементного раствора(предполагается равномерное распределение зерен цемента в массе раствора) составит всего 0,045 ад/час. Наш было установлено, что при такой скорости фильтрации суффозия в тампонаа-ных растворах не развивается.

Совершенно иная обстановка возникает в случае.если фильтрационные потоки могут локализоваться в наиболее проницаемых участках системы,, что повышает скорость фильтрации и вероятность образования сплошных каналов в массе цементного камня. А при одновременном снижении давления столба раствора шиа пластового потоки могут быть усилены за счет фильтрации из пласта. Все это определило необходимость подробно изучить седиментацнонше процессы как потенциальную первопричину каналообразования в цементном растворе (камне).

¿.1.1. Седиментацнонше процессы в цементном растворе

чементньш раствор - гетерогенная, полидисперсная, термодинамически неустойчивая тиксотропная система. 3 начальный период за-тЕорения представляет собой суспензию частиц клинкера. Так как плотность дисперсной фазы (частицы вянущего и наполнителя) и дисперсионной среда (жидкость затворения) различна, а цементные зерна -слабо связаны меяду собой и поверхностью вмещающей среды, то смесь неустойчива в поле силы тязести: дисперсная фаза стремится выйти из взвешенного состояния и переместиться в положение с меньшим потенциальным уровнем. Оседание частиц из-за высокой кон-

центрации происходит без гранулярной и весовой сепарации.

Исследованиями установлено, что скорость седиментации твердой составляющей определяется не законом Стокса для скорости осаждения частиц в разбавленной суспензии, а законами течения жидкости в кашшшрной среде.

Седиментационные процессы в тампонажных растворах изучались нами с помощью установок, основной частью которых были цилиндрические трубки, моделирующие узкий кольцевой зазор в сква-лине.

О седиментационной устойчивости растворов судили по величине водоотделения в цилиндрах.

Характер седимэнтационных процессов достаточно полно выражается скоростью водоотделения цементных суспензий.

В результате экспериментальных и теоретических исследований установлено, что скорость водоотделения определяется следующей зависимостью:

с

V»

где - вязкость воды затворения;

Рц 1 ?В ~ ПЛО'1НООТИ ташонажного раствора и воды;

- суммарная площадь ограничивающих поверхностей; Т - напряжение сдвига;

- удельная поверхность цемента; ТП - водоцементное отношение;

Осв '

П= - отношение массы связанной воды к массе цемента; Ыц

С - коэффициент пропорциональности.

Наличие зависимости позволяет целенаправленно разрабатывать седиментационно устойчивые тампотажные раствори. При этом учитываются следующие факторы.

Свойства тампонажного материала. Движущей силой седимента-ционных процессов является различие в плотностях твердой и жидкой фаз. Однако характер водоотделения зависит не только от плотности материала, но и от степени его измельчения - удельной поверхности, которая в свою очередь определяет степень иммобилизации жидкой фазы (л ), размеры и объем порового пространства, "взвешивающий" эффект сольватных оболочек и др.

Наш проводились исследования по установлению влияния удельной поверхности тампонажных материалов на седидантационную устойчивость растворов. Эксперименты показали, что с увеличением удельной поверхности седаментационная устойчивость системы растет,снижается проницаемость цементного камня.

Увеличить седименгационную 'устойчивость тампонажного раствора можно также путем вводив цемент глшы, опоки, диатомита и др., обладающих высокой удельной поверхностью.

Седиментационная устойчивость тампонажных растворов зависит не только от водоцементного отношения и свойств твердой фазы, но и от свойств жидкости затворения. Повышение её плотности и вязкости приводит к увеличению устойчивости системы.

Влияние среда. Среда - это весь комплекс условии, в которых идет процесс.седиментации - давление, температура, линейные размеры, состояние и характер вмещашцего объема и т.д. С повышением температуры и давления окружающей среды процесс седиментации протекает неоднозначно.

Снижение седаментационной устойчивости тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях объясняется уменьшением вяз-

кости вода затворения. Повышение температуры до 90°С снижает вязкость водных растворов реагентов К-4,' гилана, ПАА, КЩ в 3-5 раз. Однако с ростом температуры ускоряется гидратация и гидролиз частиц цемента, что в конечном итоге увеличивает удельную поверхность твердой фазы и количество связанной воды, приводя к повышению устойчивости растворов.

Водоотдвление раствора уменьшается в трубках меньшего диаметра. В случае, если поверхность цилиндра шероховата, то устой-, чивость-тампонажного раствора в них выше, чем в цилиндрах с гладкими стенками, особенно если стенки покрыты нефтью.

Характер седиментационных процессов. Результаты экспериментов с цементным раствором в цилиндрах убедительно показали (рис.3), что существуют три четко выраженных характерных участка: зона уплотнения, зона сохранения исходной плотности и зона разяи-яения.

Размер зон зависит от свойств тампонажного раствора: чем менее седиментационно устойчив раствор (кривая 2), тем больше зона уплотнения.

С увеличением длины цилиндрических трубок возрастает зона с исходной плотностью, а зоны уплотнения и. водоотстоя остаются приблизительно одинаковыми.

По-нашему мнению, механизм образования зон седиментации следующий. 3 начальный период после заполнения цшшвдра на дно постепенно выпадают отдельные частицы цемента или агрегаты. Дальнейшее уплотнение структуры раствора в этом участке происходит как под действием собственного веса частиц, так и под тяжестью частиц, выпавших в верхних слоях. Раствор уплотняется с оттеснением мо-

оильной вода затворения вверх.

\

Процесс уплотнения тампонажного раствора, начавшись у дна сосуда, постепенно развивается вверх. В случае неоольшой высоты

Рис.3. Изменение плотности и проницаемости цементного камня по высоте цилиндра:

1,2 - соответственно плотность а - зона уплотнения камня при В/Ц = 0,4; 0,5 в - зона стабильности

с - зона разжижения

112: - соответственно проницаемость камня при В/Ц = 0,4; 0,5

цилиндра или столба раствора в нем зона уплотнения охватывает его целиком.

Б цилиндрах большой высоты и относительно небольшого диаметра процесс уплотнения приостанавливается в результате зависания твердой составляющей на стенках цилиндра в процессе роста сил взаимодействия с ниш, вызванного увеличением прочности связей скелетной решетки раствора. Естественно, что концентрация твердой фазы в зависшем баз уплотнения участке столба тампонакного раствора будет равна исходной.

Подтверждением тому, что в приостановке процессов седиментации определяющую роль играет наращиванио прочности скелетной решетки раствора, является резкое сокращение времени седиментации и величины водоотстоя при добавлении ускорителей схватывания там-понажного раствора.

Результаты экспериментов дали основания для следующих выводов:

в узком кольцевом зазоре седиментация сводится к ооразованшо фильтрационных потоков в массе твердеющего тампонажного раствора и перемещению его структурированной твердой составляющей относительно стенок скважины;

седиментационная устойчивость растворив зависит от свойств дисперсной фазы и дисперсионном среды;

процесс седиментации в тампонажных растворах замедляется в результате зависания твердой фазы на стенках цилиндра (скважины;.

2.1.г. Агрегативная устойчивость цементных растворов

Академик Н.Н.Лесков предложил при исследовании устойчивости дисперсных систем рассматривать наряду с седиментационной агре-гагивную устойчивость, которая определяет способность частиц системы не слипаться, не образовывать агрегаты.

Применительно к возникновению каналов в тампонажном растворе агрегатирование твердой фазы в отдельные сгустки ведет к нарушению сплошности системы, что может стать причиной локализации фильтрационных потоков в местах повышенной проницаемости.

При изучении кинетики седименгационных процессов большинство авторов исходит из того, что в высококонцентрированных суспензиях седиментация частиц происходит с равными скоростями вне зависимости от их размеров и плотности. Однако с этой позиции нельзя объяснить ряд фактов, наблюдаемых при проведении экспериментов.

Перемещение отдельных сгустков в общей массе раствора одновременно дадыно создавать восходящие потоки разжиженной части. Для подтверждения этого процесса желательно каким-то образом зафикси-рость отдельные порции цементного раствора в.трубках и проследить к: перемещение. Выполненные опыты (рис.4) показали образование отдельных агрегатов в общей массе тампонажного раствора, наличие восходящих потоков, возникающих вследствие опускания сгустков,аг-регативную устойчивость растворов с повышенной седиментационной устойчивостью.

Процесс агрегатирования частиц цемента объясняется наличием двухсторонней причинно-следственной связи медцу седиментационной и агрегативной устойчивостью тампонажных растворов. В залитом в трубке и тщательно перемешанном растворе происходят процессы седиментации, при этом оттесняемая избыточная вода затворения, разрушая чрезвычайно слабые в начальный период связи мезду частицами, заставляет их двигаться. Первичные частицы дисперсной фазы, сталкиваясь, образуют двойные частицы. Последние в хаотическом движении встречаются или с такими же частицами, консолидируясь в более значительные агрегаты.

Когда слипаются несколько таких агрегатов, создается участок пониженной проницаемости для фильтрующейся' воды. Вода как бы "об-

текает" такой участок, принося к нему новые частицы. Но структурная прочность такого агрегата низка, и он продолжает уплотняться под действием силы тяжести, вынимая из себя воду в окружающие его соседние, менее прочные агрегаты, на которых в большей степени сказывается "взвешивающее" действие фильтрующейся воды.

Образование агрегатов приводит к тому, что плотность и возникающая прочность структуры постепенно все более различаются в отдельных участках системы. Но общая величина структурной прочности тампонажного раствора в этот период ещё очень низка, поэтому даже при незначительной разнице в плотностях соседних участков происходит нарушение связей в наиболее слабом месте: более плотный сгусток опускается вниз, разрушая структуру менее плотны:: (и менее прочных). Опускание отдельных сгустков мокет принять ла-виноооразный характер, тогда через прозрачные стенки стеклянного цилиндра просматривается восходящий поток- облегченного и разжиженного тампонажного раствора. Это явление наблюдалось многими авторами, но природа его объясняется ими иначы. Естественно, что в наклонных циливдрах, где имеются условия для концентрации разжиженной части расгвора у верхней стенки, вероятность возникновения таких потоков повышена. Однако любое перемещение сгустков возможно лишь до тех пор, пока растущие прочностные связи не свяжут их в единый каркас, способный выдержать возникающие напряжения, обусловленные разницей плотностей отдельных участков.

Выдвигаемая над® точна зрения на природу агрегагявной неустойчивости тампонажных растворов предопределяет рекомендации по профилактике этого явления, направленные на повышение седимента-ционной устойчивости раствора.

! <1

1

н 3 С

У ?

е / (

г Г 2 1 £

л б / —

5 $

1 // 3 /

Л 4 7

* В ,)

Ш г

1 г

1 — - V за

Н 3 с

-

а

£ Г2 г 1 I

ш ГЗ 1 2 —

14

п

?4

м

/в

43. м

к 3 С

п

15

V г —

•1

/

>0

гв

26

Л'

/У

14

Ю 13

I

Я

/V

Рис.4. Схема установки для исследования агрегативной устойчивости и результаты опытов:

I - исходное распределение цветной кротки в растворах; П - распределение цветной "кротки в цементном камне, сформированном из раствора с В/Ц=0,6, ССБ=0,2£; Ш - распределение цветной крошки в цементном камне, сформированном из раствора с В/Ц=0,6; 1У - распределение цветной крошки в цементном каыне, сформированном из раствора с В/Ц=0,5 - линия водоотстоя.

К, 3, С - соответственно красный, зелёный, синий цвет крошки

2.1.3. Ооразование флюидопроводящих каналов в цементном камне

Вше было показано, что седимэнтацкя вызывает фильтрацию жидкой фазы сквозь структурированную твердую. Но приводит ли такая фильтрация к возникновению суффозии в массе тадаонаяного раствора?

Фильтрационный поток в цементном растворе, залитом в вертикальный цилидцр, имеет направление вдоль оси цилиндра. Поэтому исследовались проницаемость образцов цементного камня вдоль потока и в радиальном направлении.

Исследования показали, что. проницаемость образцов вдоль фильтрационного потока устойчиво превышает проницаемость в радиальном направлении.

На рис.3, рядом с кривыми 2,1, характеризующими процесс седиментации, приведены кривые и показывающие изменения проницаемости цементного камня по высоте цилиндра.

Почти точное совпадение характерных зон седиментации и изменения проницаемости говорит об определяющей роли седиментации в процессе повышения проницаемости цементного раствора (камня).

■Убедительным, аргументом в-пользу такого вывода служат также исследования, выявляющие влияние времени седиментационных процессов на проницаемость цементного камня (рис. 5).

Выше приведены примеры повышения проницаемости тампонажного камня -за счет увеличения эффективной пористости его структуры. Но в отдельных экспериментах с низкоустойчивыми тампонажныш растворами отмечено образование сплошных каналов диаметром в несколько миллиметров.

Для установления причин каналообраз ования нами на специально сконструированных установках исследовались особенности твердения тампонажных растворов в условиях совместного и раздельного дейст-

Рис.5, Влияние времени седиментации (£) на проницаемость цементного камня (к)

вия различных факторов. Опиты проводились в вертикальных и наклонных цилиндрах. Использовались растворы, аналогичные применяемым в промысловой практике.

Экспериментами убедительно доказана возможность формирования сплошных каналов в цементном камне при использовании седиментаци-онно неустойчивых тампонажных растворов. Полученные данные под- ■ тверждаются промысловыми наблюдениями. Так, характерное осложнение, вызванное седиментационной неустойчивостью тампонажного раствора, произошло на сквадине 674 Хаян-Корт объединения "Грознекть',' на которой при спуске "хвостовика" были полностью зацементированы обсадные и часть бурильных труб после кратковременной циркуляции. Бурильные трубы удалось отсоединить от обсадных и поднять на поверхность. Их осмотр показал, что нижние 450 м труб, находившихся в интервале 3295-2845 м, заполнены цементным камнем, через который проходит канал, заполненный отфильтровавшейся из тампонажного раствора жидкостью (рис. 6).

3 лабораторных условиях был приготовлен и исследован тампо-нажный раствор такого же состава. Были получены образцы цементного камня с четко сформированным в них каналом.

Наблюдение канала в цементном камне, затвердевшем в забойных условиях, описано наш впервые.

2.1.4. Исследование влияния состояния поверхности станок скважины и колонны на образование (|шаидопроводящих каналов

Этот вопрос изучался нами на специальной установке, имитирующей скважинные условия. Установлено 'следующее:

степень взаимодействия седиментирующего тела с вмещающей средой снижается с уменьшением шероховатости поверхностей следа;

вес твердой составляющей раствора при зависании в большей степени передается на ту поверхность, с которой она больше взаимо-

Рис.6. Характерное расположение канала в цементном камне (сив. № 674 Хояп-Корт, Грознефть),

действует при седиментации;

зависание данного вида раствора происходит тем раньше, чем в большей степени на контактных поверхностях проявляются структурно-механические свойства скелетной решетки.

Повышение шероховатости поверхности труб приводит к более раннему зависанию всей твердой составляющей раствора и "отходу" плоскости сдвига во внутрь массы тампонажного раствора, что уменьшает вероятность возникновения канала у поверхности труб.

Промысловые данные подтверждают целесообразность повышения . шероховатости поверхности обсадных труб.

2.1.5. Образование флюидолроводящих каналов у контактных поверхностей цементного камня

Известно, что сгрукгурообразование в тампонажном растворе начинается немедленно после добавки вода к цементу. В.Черниным проводились замеры сопротивления вдавливанию иглы в твердепций цементный раствор сразу после его приготовления. Опыты показали постоянное возрастание такого сопротивления во времени. Кроме того, экспериментами установлено, что при повторном погружении иглы в том же месте, даже через продолжительный промежуток времени, она-не встречает заметного сопротивления. Автор объясняет это тем, что проникновение иглы даже в свежий раствор сопровождается смешением твердых частиц, которое в значительной степени необратимо.

Седиментация тамионажных раствиров сопровождается перемещением "сползанием" структурированной твердой составлявшей относительно неподвижных стенок цилиндра юкваашны) при постоянном взаимодействии с ними, ломкой зарождающихся связей на контактных поверхностях. Нами экспериментально установлено, что это явление служит причиной задержки роста прочности структуры раствора у этих поверхностей.

В плоскости седиментации образуются две зоны: внешняя, на контакте седиментирующей массы тампонажного раствора и внутренняя, в которой раствор находится на разных стадиях структурообразования. Следовательно, не только прочность, но и проницаемость их различны.

Эксперименты на специальной установке показали, что канал всегда располагается, вдоль контактных поверхностей, а вероятность образования каналов снижается при использовании седиментационно устойчивых тампонажных растворов.

2.2. Корки и невытесненный буровой раствор (15, 20, 26, 30, 34)

2.2.1. Исследование факторов-, обеспечивающих уменьшение зон невытесненного бурового раствора и смыв корок

Наличие зон невытесненного бурового раствора в заколонном пространстве и рыхлых корок на стенках скважины и колонны, недо-подъем цементного раствора до проектной высоты - факторы, резко сникающие качество.крепи скважины. Для повышения полноты вытеснения бурового раствора необходам выполнение работ, направленных на предотвращение кавернозности ствола, очистку его от шлама и рыхлых корок, разобщение колоннами зон с несовместимыми гидрогеологическими условиями, выбор спосооа и режима цементирования, технологической оснастки обсадных колонн, буферных жидкостей и другое. Все эти вопросы тесно взаимоувязаны и требуют системного подхода при оптимизации технологии крепления скважин. Рассмотрим некоторые из них.

Режим цементирования. В многочисленных работах не учитывается влияние смесеобразования и эксцентричности положения колонны в скважине на полноту замещения раствора.

Р.Ф.Ухановым, Н.А.Гукасовым совместно с автором доклада оюш проведены исследования по проектированию режима цементирования с учетом вышеприведенных факторов.(26). Исследования позволили выявить зависимость количества цементного раствора, необходимого для полного замещения оурового раствора в узкой части заколонного пространства, от степени эксцентричности колонны. Расчеты показали, что часто треоуется прокачивание двух и оолее объемов цементируемого участка скважины для вытеснения "защимленного" бурового раствора. При большом эксцентриситета колонны в скважине вытеснить буровой раствор тампонакньм за счет промывки вообще становится невозможным.

Буферные жидкости. Основной целью использования буферной жидкости считалось разделение бурового и тампонажно-го растворов, часто несовместимых. Для минимизации объемов зон смешения реологические свойства и плотность буферной жидкости рекомендовалось выбирать промежуточными между теми же параметрами бурового и цементного растворов. Постепенно к буферной жидкости стали предъявлять требования, связанные с повышением степени вы-, тэснения бурового раствора, разрушением и смывом корок. С этой целью было предложено множество составов высоковязких и низковязких буферных жидкостей.

Проведенные нами во ВНЙИКРнефти исследования позволили установить, что наибольшей вытесняющей способностью, особенно из уздах зазороа, каверн скважин обладают маловязкие, никзой плотности буферные жидкости (вода, нефтепродукты ж т.п.). Но при их использовании растет величина зон смешения, поэтому увеличиваются и необходимые объемы буферных жидкостей, но достигается важнейший эффект - вытеснение бурового раствора из застойных зон, смыв рыхлой части корок.

На рис.7 представлена схема механизма действия низковязкой, легкой буферной жидкости при вытеснении бурового раствора из каверн и узкого кольцевого зазора.

Однако эти жидкости плохо транспортируют утяжелитель, шлам и другие твердые частицы. Сравнительно низкая плотность этих жидкостей ведет к.существенному перемешиванию их с контактирующими. жидкостями, а использование для получения должного эффекта в больших объемах опасно из-за возможности выбросов при цементировании.

Большая водоотдача существующих нлзковязких жидкостей (до 10 л по Ш-6 при 20°С за 30 мин) вызывает значительные потери их объемов в скважине в интервалах высокопроницаешх горизонтов.

3 связи с этим возникла необходимость разработать .рецептуру буферной жидкости с низкой водоотдачей, максимальной химической индифферентностью к растворам и высокой стабильностью при смешивании с утяжеленными растворами.

В результате исследований установлено, что 'лучшими свойствами обладает буферная жидкость, состоящая из лигнина, каустической или кальцинированной соды, и воды.

Проведенные исследования при температуре 120°С и давлении 25 Мпа позволили установить, что разраоотанная буферная жидкость также не снижает сроков схватывания тампонажных смесей.

Следующим шагом была разработка сухого порошкообразного материала, водный раствор которого позволил бы получать буферную жидкость с указанными выше свойствами, такой материал был создан, получил.название БП-100. Массовый его выпуск освоен Янгиниьским гидролизным заводом.

Большой интерес представляет проолема разрушения корок на стенках скважины и смыва слоя раствора с поверхности колонны. В связи с этим на специальной установке проведены исследования мою-

n i n

Рис.7 . Механизм занесения глинистого раствора

щих способностей различных ввдов буферных жидкостей, которые позволили:

установить, что предпочтение следует отдать буферным жидкостям разжижающего, а не коагулирующего типа;

разработать конкретные рецептуры буферных жидкостей, имеющих высокую моющую способность, содержащих неионогенное ПАВ и активированный долифосфат.

Вязкоупругая оуферная жидкость. Жидкости этого типа имеют на 4-5 порядков вязкость выше вязкости воды- и создают высокие касательные напряжения на стенках канала. Это, а также их способность не смешиваться с буровым .и тампонажным растворами обеспечивают высокие вытесняющие свойства этих жидкостей. Однако при движении в кольцевом канале скважины, особенно при эксцентричном положении колонны в скважине, а также пространственном её расположении в стволе и наличия центрирующих устройств, эти жидкости распадаются на отдельные куски, закупоривают вход в узкую .часть канала, затрудняя вытеснение из них бурового раствора.

В инструкциях и рекомендациях ВШМСенефти предпочтение отдается маловязким буферным жидкостям с повышенными моющими свойствами.

Центрирование колонн. Очевидным требованием к получению сплошного цементного камня в заколонном пространстве скважин является необходимость её центрирования. Автором доклада проводились многочисленные работы, связанные с выявлением влияния степени центрирования колонн на герметичность заколонного Пространства.

Результаты исследований позволяют однозначно утверждать .что центрирование колонн является обязательным условием успешного крепления скважин. Другими мероприятиями не удается перекрыть влияние этого фактора.

2.2.2. Исследование процесса каналообразования в глинистой корке и невытесненном буровом растворе

Ранее указывалось, что рядом исследователей (Карпов В.Д. и др.) установлено, что прямое продавливание плотной части.корок флюидом пласта, а также тонких пленок на поверхности труб при существующих в скважинах градиентах давлений невозмо)кно. Практические рекомендации сводились к тому, что корки необходимо модифицировать, смывать рыхлую часть и защищать корки от коагулирующего воздействия на них фильтрата цементного раствора. В противном случае корки или невытесненный буровой раствор теряют сплошность, что и приводит к возникновению в них флювдопроводящих каналов.

Для проверки этого положения нами разработана методика оценки коагуляции корок. При этом исходили из двух условий: во-первых, корки, образованные из коагуляционно устойчивых буровых растворов, также устойчивы к коагулирующему воздействию цементного раствора; во-вторых, коагулянтом глинистых корок в скважине является фильтрат тампонакиого. раствора.

Коагуляцию определяли путем сравнения результатов центрифугирования смеси исследуемого глинистого раствора с коагулянтом и дистиллированной водой.

Следующим этапом был поиск реагентов, способных защитить глинистую корку от коагуляции. Установлено, что дооавки более не-ионогенных ПАВ (от массы глинистого раствора; надежно защищают глинистую корку от коагулирующего воздействия фильтрата тампонаж-ного раствора.

Состояние глинистой корки изучали на специальной установке (рис.8), поставленная на этой установке серия опытов с глинистыми корками, сформированными из различных растворов, защищенных от

• Рис. 8. Установка для изучения состояния глинистой корки: I - перемычки; 2 - кожух; 3 - пористые секции; 4 - глинистая корка; 5 - тампонажный раствор (камень)

Рис.9. Установка для оценки влияния различных факторов на потерю сплошности глинистой корки: I - глинистая корка; 2 - полупроницаемая перегородка; 3 - непроницаемая эластичная перегородка; 4 - тампонакный растворов (камень)

коагуляции, показала, что во всех случаях корка покрывается сетью трещин. Так же растрескиваются корки, не защищенные от коагулирующего влияния фильтрата. Следовательно, коагуляция не является необходнши условием растрескивания глинистых корок.

Поскольку на корку, непосредственно контактирующую с ташо-шсзши намнем, помимо разрежения, ооусловленного контракцией, мо-vj4 воздействовать капиллярный и осмотический эффекты, были поставлены три группа опытов (рис.9;, последовательно исключающие влияние каждого из ¿акторов.

J первой контрольной группе глинистая корка несопрздственно контактировала с ташонайнш раствором (камнем), во второй - межА/ глинистой коркой и тампонажнш раствором (камнем) находилась полупроницаемая поливинилацетатная пленка, которая исключала ка-пилллршК эск'скт (оставались осмотический эффект и контракционное разрешение;, е третьей - незду глинистой коркой и цементным раст-воро;.; (нашем) находилась тонкая эластичная резиновая пленка, оставлявшая только действие разрешения.

jo Есе:: цилиндрах .глинистая корка покрылась сетью трещин. Следовательно, разрежение, возникающее при контракции тампонажно-го раствора, - достаточное условие потери сплошности корки. То, что -уто условие являогся и необходимым, доказывают опыты, снияа-пезе до ишздш влияние разрежения, но оставляющие действие всех прочим рассмотренных факторов.

.дно вертикального цилиндра помещали глинистую корку,опускал;: кглил/мрко-пористую ленту и цилиндр заливали цементным раствором. Верхний конец ленты -помещали в сосуд с водой. 3 течение многих месяцев глиниста! корка в этих условиях. оставалась без

fie

кзпенонпп, в то время как в контрольных цилиндрах, гдо имело место подпитка тампонажного камня бодой, глинистая корка растрескивалась на вторые сутки.

Вскрытие и изучение стволов зацементированных сква.\ип1 на нефтешахтах Ярегского месторождения подтверждает результат! I экспериментов: на непроницаемых аргиллитах корка глинистого раствора растрескалась, образовав сплошную вертикальную цель, а против водосодвржащих песчаников она полностью сохранилась (рис.16).

Исследования позволили сделать следующие еыво.лы:

коагуляция глинистых корок под действием фильтрата тампона: ного раствора не является необходимым условном их растрескпванпя;

разряжение, обусловленное контракцией таыпонажного раствора,-необходимое и достаточное условие растрескивания глинисты:: корок.

2.3. Обсадные колонны (6, 7, 1С, II)-

Потребительские свойства обсадных колонн тлеют важное значение в общей методике оценки качества крепк и связаны с целым рядом единичных показателей (табл.1). Анализ показывает, что основниш причинами осложнений с колоннами являются смятие или разрыь обсадных труб вследствие несоответствия их прочности фактическим нагрузкам, износ или коррозия труб, негэрметичность резьбовых соединений и др.

Автором данной работи были исследованы некоторые вопроси повышения качества крепи скважин за счет показателей, связанных с обсадными колоннами.

2.3.1. Исследование изменения давления в зацементированном заколонном пространстве

Мнения исследователей о характере изменения давления в зацементированном заколонно;.; пространстве скважины сводятся к следующим основным положениям: давление столба тампонажногс раствора снижается; общее давление остается постоянным, поровое падает, а скелетное растет; давление постоянное.

В последние года прямыми замерами давления в зацементированном затрубном пространстве установлен факт снижения давления, ¿¡ажио установить природу и характер такого снижения с целью разработки мероприятий по повышению качества разобщения пластов.

Большинство авторов считает, что это явление связано с седи-ментационным уплотнением или ростом СНС растворов.

Рассмотренные выше характерные особенности седиментации твердой состав ля кадей растворов в узком кольцевом зазоре скважины показывают, что уплотнением растворов мокно пренебречь.

Сам по себе рост СНС тампонажных растворов не может вызвать падение давления столба тампонажного раствора. Однако увеличение . структурной прочности скелетной решетки твердещего цементного раствора,.внешним проявлением которой является увеличение СНС, приводит к зависанию твердой фазы на стенках скважины и колонны.

Тампонажшй раствор состоит из твердых частиц и жидкости затворения. Обсадная колонна и непроницаемые стенки скважины воспринимают давление независимо от состояния передающего его агента. Флюид пласта воспринимает лишь давление жидкости в порах тампонажного раствора или камня. Поэтому при исследовании вопроса о давлении столба твердеющего тампонажного раствора (камня) нами рассматривались отдельно поровое, скелетное и полное давления.Ло-ровым следует считать давление жидкости или газа в сообщающихся лорах тампонажного раствора, скелетным - давление вышедшей из взвешенного состояния и связанной в скелетную решетку твердой составляющей, т.е. твердого тела, а полным - их сумму.

Склетное давление. Выше было показано, что в условиях скважины твердая составляющая тампонажного раствора не выпадает в осадок, не уплотняется под действием собственного веса. Значит, не происходит суммирования давления, создаваемого весом твёрдой составляющей тампонажного раствора по глубине, каждый участок

зависает самостоятельно. Естественно, что при этом напряжений в скелетной решетки цементного раствора (скелетного давления) возникнуть не может.

Вывод от отсутствии напряжении в цементном камне подтверждается специальными экспериментами, суть которых сводится к тому, что в кернах цементного камня, поднятых из скважины, при повторном их уплотнении замерялось наличие скелетного напряжения,- возможно, имевшего место в скважине. Многочисленные эксперименты показали отсутствие каких-либо напряжений. Следовательно, каких-ли-оо напряжений в структуре ташонашого камня нет. Они маут соз-никнуть лишь в случаях приложения к затвердевшему камню наружного давления вследствие перераспределения напряжений в горных породах или внутреннего давления со сторонн колонны при эксплуатации скважины и при использовании расширяющихся цементов.

И о р'о в о е давление. Тампонажный раствор сразу после за-творения обладает некоторой прочностью структурной решетки, что позволяет рассматривать пространство между отдельными частицами тампонажной смеси как поровое. В идеальном случае оно представляет единое целое с поровым пространством коллекторов, поэтому ва':;-но знать величину давления в сообщающихся порах тампонал-лого раствора (камня), так как лишь оно оказывает давление на флюид пласта.

При схватывании и твердении тампонажного раствора в нем происходит ряд физико-химических процессов: гидролиз, гидратация, седиментация, водоотдача, контракция, взаимодействие с оставшимся в скважине глинистым раствором и др. Протекая одновременно и находясь в тесной взаимосвязи с окружающей средой, каждый из них может влиять на ход падения лорового давления в системе.

Многочисленные эксперименты и теоретические исследования, цроведенные исследователями, в том числе автором доклада, позволили утверздать, что процесс изменения давления в зацементирован-

ном заколонном пространстве следует рассматривать в два периода:

. начальный, от начала и до полного выхода твердой фазы цементного раствора из взвеиенного состояния;

конечный, связанный с сокращением объема системы, вызванным контракцией твердеицего цементного раствора (камня).

По мере зависания тамлонаяного раствора на стенках скважины и колонны величина лорового давления будет приближаться к давлению, создаваемому столбом жидкой фазы в поровом пространстве. 3 дальнейшем, при снижении проницаемости цементного камня и развитии контракции, поровое давление может стать ниже гидростатического.

Изменение действующего в скважине градиента давления схематически изображено на рис. 10. По мере сшгазния норового давления тампонаяного раствора градиент давления увеличивается скачала от отрицательного значения ко нуля (в момент равенства порового давления пластовому), а затем от нуля до максимального значения, обусловленного разницей между пластовым давлением и гидростатическим давлением столба вода.

Нами получена зависимость изменения порового давления в зависимости от параметров заколонного пространства и свойств тампонаяного раствора. . .

В общем виде функция изменения.порового давления выглядит

так:

где - давление на флюид пласта со стороны затрубного про-

странства;

К«) ~ давление, обусловленное весом твердой составляющей

тампонажного раствора; Р2- давление, обусловленное весом жидкой составляющей;

t - время.

о эо ео за гго /ео гю Время ОЗи, мин

Рис.10. Изменение давления в заколонном пространстве в период ОЗЦ:

I - градиент порового давления тампонажного

раствора; 2 - градиент пластового давления;

3 - градиент гидростатического давления воды;

4 - график движущих сил флюидопроявления

Л (2.2)

М(0" F

где Qt - вес твердой составляющей с учетом архимедовой силы; Т - прочность связей структурной реиегки с вмещающими поверхностями (функция времени); ITS - площадь вмещающих поверхностей;

р - пловдць поперечного сечения затрубного пространства. Поскольку давление взвешенных частиц структурной решетки не мо;.®'г иметь отрицательной величины при любом (Т ), то R, ^ ^ дол;ша иметь асимптоту, равную нулю при t-* 04 . Поэтому,представив выражение (2.3) в виде:

р - Q.1

^Ci) С

л TLS

(2.3)

замечаем, что (I - —рг— ) есть вторая частичная сумма рдца

т/ I

Ыаклорена для пункции ( Р- Совершая предельный переход

С/

п кт25

Р = <2-4>

р

к - коэффициент пропорциональности, учитывающий влияние

остальных членов ряда.

по

Анализ опытных данных определению роста прочности связей показывает, что аппроксимирующая функция, удовлетворяющая им, имеет вид экспоненты

т - т0 е (2.5)

Т0 и ОС легко находятся с помощью метода наименьших квадратов.

Учитывая (2.5;, мо;.сно записать:

а, а,

Тогда формула ('¿Л) будет иметь вид:

Р - е'с'е<"

Г, () Г (Г ^ (2.71

Аналогично функцию Рз( ) можно представить в вине:

л а"*

Р.«," ^Г е

Здесь коэффициенты (в; к С ^ ) характеризуют скорость перехода жидкости из свободного состояния в связанное, тогда ОЯ -пористость, й 2 ~ вос жидкой составляющей) учитывая, что для скважины глубиной (Н)

д

- = Н §Тртр-рв) , (2.9)

Р

А =Н-0-.р (2.10)

Гт » Гв '

уравнение 12.1) с учетом (2.7), (2.8), (2,9) и (2.10), запишем в виде:

= ] 12.11)

Здесь - ускорение силы тяжести;

ртр - плотность тампонажного раствора; р^ - плотность свободной жидкости затворения. С целью выявления значимости процессов зависания тампон&'кного раствора на стенках сосуда (скважины/ и процессов, связанных

с сокращением объемов свободной жидкой фазы, были поставлены специальные эксперименты, которые показали, что процесс перехода жидкости затворения из свободного сосгояния в связанное не может оказать существенного влияния на изменение порового давления, в период полного зависания твердой составляющей, так как в этот период времени он развит еще очень слабо. Поэтому выражение (2.11) в этот период имеет вид:

Вычисленные по этой зависимости результаты в ряде случаев совпадают, с пока немногочисленными практическими замерами в скважинах, сделанными В.К.Коморишш и А.Л.Зидовским (рис.11). Такое совпадение указывает на целесообразность использования полученной зависимости на стадии проектирования крепления скважины.

Лодкое давление. В условиях скважины, где не происходит выпадения твердой фазы ташонажного раствора на забой и уплотнена,« её под собственным весом, полное давление практически равно по-роветлу и изменяется в соответствии с изменением последнего.

Таким образом, можно констатировать, что давление столба цементного раствора в скважине на флюид пласта и обсадные колонны уменьшается по мере выхода твердой составляющей раствора из взвешенного состояния.

2.3.2. Исследование причин образования вертикальных щелей у поверхности обсадных труб

В работах А.А.Гайворонского, А.И.Бережного и других исследован факт образования вертикальных щелей у внешней поверхности обсадных труб в период снижения давления в колоннах, например, при освоении скважин, когда цементный раствор схватился в прочный

камень. Большинство авторов связывают это явление со снижением

избыточного давления в колонне, поддерживаемого на устье скважины в период ОЗЦ. По нашем/ мнению, сохранение давления'внутри ко-, лонны после получения сигнала "стоп" усиливает эффект образования каналов в заколонном пространстве, но не является единственной причиной. Наиболее возможной причиной следует считать снижение внешнего давления на обсадную колонну в период ОЗЦ.

На рис.12 представлено несколько вариантов эпюр давления в скважинах в конце продавливают и в период выхода из взвешенного состояния твердой составляющей цементного раствора. Из них видно, что снижение давления в заколонном пространства приводит к существенному изменению нагрузки на обсадные трубы, а исключение из-кср^оН^е

быточного давления в кедав в период ОЗЦ и использования вода в качестве продавочной жидкости значительно сокращает возможность образования вертикальных щелей вдоль поверхности обсадных труб.

2.3.3. Влияние движения низа обсадной колонны на возможность возникновения флюидопроводящих каналов (56, 83)

Ранее ошш рассмотрены результаты экспериментов, подтвердившие повышенную вероятность образования флюидопроводящих каналов в зоне "плоскости скольжения" седиментирующего цементного раствора,- т.е. у поверхности обсадных груо и стенок скважины. Однако в скважине могут создаться условия, когда в период иЗЦ в твердеющем цементном растворе приобретают движение сами обсадшю трубы.

Известно, что на обсадную трубу, погруженную в суровой раствор, действует выталкивающая сила.

Известны исследования, подтвердившие' наличие сжатой нижней части колонны.

Расчеты показывают, что чем больше глубина скважины и больше разность плотностей (соответственно и давлений) жидкостей в затрубном и трубном пространстве, тем больше величина сжатой час-

Г

I *

I |

I к

/2

Хч

\

, V ^ V \ \

\ \

\

у;

60 гго /во Время 03Ц, мин

24О

Рис.II. Практические и теоретические графики изменения давлений:

I - практическая кривая; 2 - теоретическая кривая

ти. Однако в Период ОЗЦ, по мере выхода из взвешенного состояния твердой фазы цементного раствора, происходит снижение активного давления столба цементного раствора, в связи с чем выталкивающая сила уменьшается. Это, в свою очередь, приводит к снижению нагрузки на низ колонны, которая, стремясь занять новое равновесное состояние, начинает удлиняться, перемещаясь вниз, либо будет оставаться неподвижной, создавая напряжение-на контакте с цементной оболочкой.

От того, будет ли обладать цементный раствор в реальной скважине соответствующей удерживающей способностью или нет, зависит, будет ли перемещаться колонна в цементной' оболочке или нет.

Теоретические исследования и экспериментальные работы показали, что сила сопротивления твердеющего тампонажного раствора движению колонны в момент снижения давления столба тампонажного раствора до гидростатического (водяного) ничтожно мала в сравнении с' силами, необходимыми для удеркашм её в неподвижном состоянии.

Создаются реальные предпосылки перемещения труб относительно стенок скважины. Но время, интенсивность и направление движения труб и седиментирующей твердой составляющей тампонажного раствора совпадают. Поэтому следует ожидать, что в осевом направлении на отдельных участках совпадут направления движения труб и твердой фазы раствора. Однако при относительной стабильности используемых тампонанных растворов путь движения твердой составляющей цементного невелик и во много раз меньше возможного перемещения основной части сжатых обсадных труб. Важно также, что, переходя в иное равновесное состояние, обсадные трубы будуг перемещаться и в радиальном направлении. Все это ведет к нарушению структуры цементного камня, отходу труб от одной стенки к другой

с образованием дефектов в твердеющем растворе (каше).

Глубина кольца "стоп" - 4000 м; Плотность тампонажного раствора 1,8 г/см3;

700 500 300 100 100 300 500 700

I - Риэб = 15 МПа

700 500 300 100 100 300 500 700

Ш. Продавочная жидкость:

а) буровой раствор 4000-2000 м;

б) вода 2000-0 м

Высота цементирования - 2000 м; Плотность бурового раствора -1,5 г/см3

/ооо

2 / 2000' /5

у/ / / зиио'- п ] / / 3 ¿-г- ( , , , J

700 500 3№ 100 100 300 500 700

П - Ризб = 0 МПа

700 500 300 100 100 300 500 700

1У - Эпюра давлений с учетом распределения порового давления

Ризб= 15 МПа, Рпл = 56 МПа

Рис. 12. Эпюры давлений .п;

1 - давление'за колонной после

продавливания;

2 - давление за колонной после

зависания твердой составляющей тампонажиого раствора;

3 - перепад давления, дебетую-

щий на колонну после прода вливания;

г цементировании и ОЗЦ.

4 - перепад давления,.действующий

на колонну после зависания твердой составляющей тампо-нашного раствора;

5 - давление внутри колонны

На удлинение колонны труб влияют и другие факторы. Известно, что после достижения давления "стоп" в скважине происходи интенсивный теплообмен, при этом в призабойной части имеет место такой рост температуры, когда её изменение в первые 3 часа достигает 20-30°С.

Сразу после окончания продавлквания цементного раствора линейные перемещения колонны, вызванные тепловым расширением, будут суммироваться с перемещениями, связанными со снижением давления в затрубном пространстве, но с той разницей, что происходить они могут и на более поздней стадии формирования структуры тампона;.;-ного раствора, и, следовательно, дефекты, вызванные этим движением, будут в меньшей степени способными к "заживлению", принося большой вред герметичности заколонного пространства (рис.13).

Анализ промыслового материала показал, что по месторождениям Юго-Западных районов страны наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению показателей плотности контакта цементного камня с обсадной колонной от верхней части призабойной зоны к забою.

Из вышеизложенного вытекает необходимость разработки мероприятий по предотвращению отрицательных последствий рассмотренного явления.

2.3.4. Исследования по выбору внешней нагрузки на обсадные колонны

В настоящее время внешнюю нагрузку на колонну определяют по давлению составного столба ташонажного и бурового растворов с учетом разгрузки цементной оболочки. Коэффициент разгрузки рассчитывают исходя из условия неразрывности контактных поверхностей цементной оболочки с поверхностью обсадных труб и стенкой скважины. Приравнивая радиальные деформации этих поверхностей, определяемые по формуле Ламе, находят зависимость между наружным и внут-

fуд,Шал 1,т

9,3- /О

1А-<о~'

0,2870"-

14-10

2500

3000

3500

4000

\

N ч

V ^ -

Аи\

г 4 6Р,кн-Ю* о,4 о,д >,г

Рис ДЗ. Распределение удельной нагрузки /руД на цементный камень по глубине 1> при изменении силы I" ,, действующей на обсадную колонну, а также возможной осевой деформации колонны ДЬ под действием силы Г

ренним давлениями на грубы. Радиальные деформации контактных поверхностей в случае снижения давления в обсаженной скважине могут быть равны при наличии сцепления цементной оболочки с металлом труб и горными породами. Однако экспериментальные работы показали, что в скважине такое сцепление практически отсутствует.

Исследования, выполненные в полупромышленных условиях, свидетельствуют об отсутствии сцепления цементного камня с металлом труб. Следовательно, неправомерно допущение о равенстве радиальных деформаций наружной поверхности цементной оболочки и обсадной колонны.

Кроме того, в зацементированном заколонном пространстве в массе тампонажного раствора (камня) и на контактных поверхностях элементов крепи по разным причинам возникают каналы, по которым происходят газонефтепроявления и межпластовые перетоки. Из-за наличия фяквдопроявляющих каналов на месторождениях, в разрезе которых залегают пласты с аномально высоким пластовым дaвлeниeм¡ на значительный участок колонны воздействуют жидкость и газ высоконапорного горизонта. Давление флюида передается на участок Колонны от этого горизонта до места герметизации заколонного пространства.

На основе изложенного ЗШКРпефтью предложена следующая схема нагружения крепи: обсадная колонна окружена цементным кольцом и горными породами; жидкость, насыщаяющая пласт, проникает по порам и каналам цементного камня и оказывает непосредственное давление на определяемый по условиям скважины участок обсадной колонны.

Такая схема определения давления на крепь скважины признана наиболее правильной и принята в новой редакции инструкции по расчету обсадных колонн, утвержденной Миннефтегазпромом- и Министерством геологии СССР в 1989 г.

2.3.5. Исследование остаточной прочности обсадных труб при их износе и коррозии

а связи с тем, что износ промежуточных обсадных колонн в глубоких скважинах нередко достигает больших значений (до полного износа стенки труб), исследовалось влияние износа на остаточную прочность труб. В результате получена формула для расчета сминающего .давления для изношенных бурильным инструментом труб:

?кр ?кр О Д ) 1

где

Ркр=1,1 (К0- 0,5 К') (А"~УАг - В );

1*

з(е+К')

а^05К')(2Кс-Ю

В-4Е(К>0,5К')Ч

А-

, 1 ЗСе+к'Х4*-3(х) Ко-Кий^0,5К 0,5К')(1-а)(1+0,51<0(% ~3 ос)

ос«

?,2Е(К„-0.5КТ

где сут - предел текучести материала трубы; Е - модуль упругости материала труоы; 6 - овальность труб.

K^-^/D; K.-8./D; K'-fi'/D;

Smiv > - минимальная и средняя толщина стенки труб;

8' - величина радиального износа труб.

Стендовые исследования показали, что расхождение меэду теоретическими и экспериментальными данными не превышает

Выполненные исследования показали, что износ промежуточных колонн бурильным инструментом приводит к существенному снижению сопротивляемости обсадных труб. Так, при радиальном износе, равном 2,6 мм, у трубы с толщиной стенки 8 мм напряжения в зоне желобообразной выработки оказались в 3,2 раза больше, чем в неизношенной части.

Полученные результаты убедительно свидетельствуют о необходимости расчета промежуточных колонн на долговечность. Справедливость такого вывода подтверждается анализом многочисленных случаев повреждения промежуточных колонн в процессе бурения скважин.

Таким образом, разработаны научные основы расчета промежуточных обсадных колонн на долговечность с учетом износа их бурильным инструментом.

2.3.6. Исследование прочности "двухслойной крепи": труба-цементный камень

Практика строительства скважин в сложных геологических условиях показала, что для надежного крепления скважин неооходимо использовать высокопрочные дорогостоящие обсадные трубы. Нередки случаи, когда подобрать обсадную колонну из расчета на прочность и долговечность не представляется возможным, так как трубы из высокопрочных сталей с большой толщиной стенки (IG-20 мм) отечественной промышленностью не производятся. Поэтому научно-исследова-

тельские раооты были направлены на поиск решения проблемы надежного крепления скважин труоаш, выпускаемыми отечественной промышленностью.

Выполненные исследования показали, что одним из возможных путей решения поставленной задачи является создание достаточно прочной цементной оболочки за обсадной колонной, имеющей сцепление с металлом труб.

Для выявления влияния сцепления цементной оболочки с металлом труб на сопротивляемость их смятию проводились экспериментальные работы. Патрубки из одной и той же трубы испытывали на наружное давление без цементной оболочки, с ооолочкой оез сцепления с металлом и двухслойную ооолочку со сцеплением сред на контактной поверхности. 3 результате установлено, что трубы без цементной оболочки теряли несущую способность при 14 Ша. Такие же образцы, зацементированные без сцепления цементного камня с поверхностью трубы, сминались при давлении 17,5 Ша. Сцепление цементного камня с поверхностью труб привело к увеличению сминающего давления образцов до <¡6,5 Ша, т.е. сопротивляемость труб увеличилась почти в два раза (табл.3).

Следует отметить, что адгезия тампонашого камня со стенкой скважины и обсадными трубами приводит к повышению герметичности заколонного пространства.

Таким образом, создание и внедрение тампонажных материалов, обладающих адгезией с металлом.труб в условиях скважины, является перспективным направлением.научно-исследовательских работ в области повышения качества крепления скважин.

Некоторые результаты испытания двухслойных крепей

Таблица 3

^Внутренний ¡Наружный} Диаметр ¡Длина об—I Давление диаметр, ¡диаметр,! опалубки,¡разца, "

Наименование образцов

мм

I

мм

I

мм

I

м

! смятия образца, Ша

1. Соосно, зацементированные:

1.1. Со сцеплением

1.2. Без сцепления

2. Зацементированные с эксцентриси-темом (смещением осей 10 мм)

2.1. Со сцеплением

2.2. Без сцепления

77

77 77

82

82 82

98

98 98

0,800

0,800 0,800

26,5 17,5

23,5 10,8

сг> ад

3. Незацешнтированные образцы

77

82

98

0,800

14,С

2.4. Исследование комплексного влияния природных и технико-технологических факторов на качество крепи скважин

Методика комплексной оценки качества крепи скватян основана на гармонизации единичных показателей, выраженных в безразмерных величинах йункцш желательности, для построения которой необходимо знать ведаемое (т.е. имеющее вл1шние на конечный результат) направление изменения рассматриваемого показателя и количественные величины его параметров. Представляется необходимым выявить номенклатуру факторов, определяющих уровень показателей качества кропи, их значимость е общей слоило!; системе связей с учетом горно-геологических и технических условий крепления.

для этого наш использовались различные методы. Так, были математически обработаны и проанализированы с помощью 331,1 промысловые статистические данные по креплению 6665 скважин на месторож-. дошшх Газли (УзССР), Шебелинском (УССР), Майкопском, площадях Сердюковской и Березанской (Краснодарский край).

Статистической обработке были подвергнуты некоторые техноло-. гические параметры/ имеющие прямое или косвенное отношение к качеству цементирования скважин, предотвращению газонефтепроявлений. Задачей являлось изучение статистической связи между этими параметрами и частотой возникновения газопроявлений при креплении скважин 7Г , которую определяли по формуле

П = ,

711 + П2

где Т11 и И2 ~ число скважин соответственно с газопроявлениями ■ и без них.

Скважины группировали с указанием граничных и средних вели-чш в градациях а подсчета их числа в какдой градации. Затем методом :1а:л.мльшк квадратов получали аналитические выражения зави- .

симости от соответствующих факторов. Аналитические вираже-" ния представляют собой полиномы различных степенеп (рис.14).

Проведенный анализ дал общую оценку зависимости частоти са-колонных проявлений, связываемых нами с качеством цементирования скважин, от этих факторов. Полученные закономерности соответствуют сложившимся представлениям на основе практики цементирования и результатов экспериментально-теоретических исследовании з этой ооласти, поэтому их могло учитывать при выборе технологических параметров и построении функции желательности одшшчнп:: показателей качества.

Следующим этапом по выявлению влияния отдельных ¿акторов ла качество крепи было построение математических моделей процесса газопроявления при креплении скважин (12).

Модели представлялись формулами различной степени сложности. Дга построения модели оыла введена функция газопроявления У , определенная в интервале 0-1 в зависимости от интенсивности газопроявления. Объективно оценить интенсивность газопроявления в каждой скважине не представлялось возможным, поэтому с определенной погрешностью принят У=1 для всех скважин с газопроявлениями и У =0 для скважин без них. Предполагая, что функция газопроявления V зависит от ряда выбранных nai.ui экспертным путем технологических параметров цементирования, были получены различные выражения для V . Отсутствие ряда параметров, влияющих на процесс газопроявлений в скважинах, конечно несколько снкжает ценность построенных моделей. Несмотря на ото, модели в случае их адекватности описываемому процессу ?.-:огут бить использованы при выборе технологических параметров цементирования скв&лш.

При построении моделей для ЕерезачскоЯ и Ыайкодской площадей были использованы следующие параметры:- зенитный угол ствола скважины; грах; Х2 - выход цемента из-под башмака кондуктора, :д;

о,г ер /.о //> /в

»у.,/___

м/сел

а

'с;

О, б /¿5 г,5 355,56,57.5 Л

С>5 РЛ

о*

/р /р гр гр зр зр 4,о

07 0,6 ер

е.з

в./

0,7 06 ер

.15;

О?

О? С.'

/р зр 5р *р ЦО/ДО

го 3040БО£070£0'

л./.

оо

/25 /,3 /,35 /,40 {45 ' /;е/сл/1

Рис. 14

Зависимости частоты газопроявлений П от скорости восходящего потока ( а ), кривизны скважины (б ), времени начала схватывания тампонажного раствора ( в '), продолжительности промывки перед цементированием (г )» высоты подъема цементного раствора (■'д ) и плотности бурового раствора ( е )

Месторождения:

I - Газли, 2 - Шебелинское, 3 - Майкопское, 4 - Березанское

Хд - время подъема бурильной колонны и спуска обсадной колонны,ч; Х4 - удельный вес глинистого раствора, г/см3; Хс> - разность удельных весов цементного и глинистого растворов, г/см3; Хд - количество центрирующих фонарей, шт.; Хг, - конец схватывания цементного раствора, ч; Хд - выоота подъема цементного раствора к глубине скважины, Хд - время цементирования, ч; Х-щ - давление в конце продавки, кг/см2; Х-^ - СНС'р мгс/см2; Х^ ~ ввеш промывки перед цементированием, ч; Х-цз - (Ж10, мгс/см2; Х-£4 - начало схватывания цементного раствора, ч; Х-^ - средняя скорость восходящего потока, м/с; - глуоина скважины, м.

используя аппарат регрессивного анализа, можно установить статистическую снязь между введенной нами функцией и перечисленными выше параметрами.

Линейная модель функции газопроявления для Березанского месторождения имеет следующий ввд:

У = -2,1864 + 0,иС8545Х|- - 0,02757Х2 + 0,002047Х^ + 4,2037Х4 -- 0;и01647Хс + 0,3бт6 - О.ОШЖЕХу - 0,00092Хд - 0,06574*9 + + 0,006485Х10 + 0,03437ХП - 0,07674Х12 + 0,И?ЗХ13 + + 0,У534'Ю-5Х14 - 0;01883Х15 - 0,00ПХ16.

Оценка тесноты связи и адекватность полученного уравнения регресии определяются с помощью остаточной дисперсии С>ост и коэффициента множественной корреляции £

Для уравнения (%ст =0,12, Я =0,61, т.е. модель вполне удовлетворительная.

Для некоторых, месторождений линейная модель оказалась неадекватной описываемому процессу. Пришлось вводить нелинейные члены в уравнение регрессии.

Для практических целей важно, чтобы модели более или менее чётко разделяли скважины на два класса. Для оценки наших моделей

с этой точки зрения были построены гистограммы значений функций газопроявления, вычисленные по моделям. По гистрограмиам, представленным на рис. 15, 16 для Березанского и Майкопского 'месторождений соответственно,.видно, что модели достаточно хорошо делят скважины на два класса.

На основании вышеизложенного можно для разрабатываемых месторождений рекомендовать рассмотренный метод для выбора таких параметров цементирования, ло которым модель относила бы скважину в область, в которой нет газопроявлений. Естественно, подбор параметров должен быть разумным с профессиональной точки зрения.

Для решения тех же задач был использован метод последовательного анализа Вальда. Математической обработке и анализу с помощью ЭВМ были подвергнуты статистические данные по -креплению скважин на Самотлорском нефтяном месторождении.

В соответствии с импользуемым методом были рассчитаны коэффициенты информативности привлеченных к анализу параметров цементирования и соответствующие им коэффициенты подобия для каждого интервала изменения этого параметра. Данные сводились в специальную таблицу. Всего было рассмотрено 26 параметров. Далее выполнялась процедура распознавания скважин с проявлениями и без них ло известной методике.

По Самотлорскому месторождению был проведен "экзамен" по всем участвукщим в анализе скважинам, результаты которого показали, что процент правильно определенных скважин достаточно высок и составляет 88,75$, ошибочно определенных - 3,75/2, не- определенных - 7,5$.

Таким образом, изложенное позволяет сделать вывод: метод последовательного анализа Вальда может быть успешно использован для ,• распознавания скважин с проявлениями в затруоном пространстве и без них. Значит можно на стадии проектирования и планирования

0,2

0,1

Г~\ I I I I

_

I—I

г'

Г1 | I I I

"I

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Рис Л 5 , Гистограмма функций газопроявления Березанского месторождения

_для скважин без газопроявлений

______для скваяин с газопроявлениями

п

0,3

0,7 1--1 | 1 1 1

1 !—1 1 1 1 I

0,1 ■ 1 1 Г 1

—1 1- — 1 1 V--! 1

1 1 —|-,— п ,

-4—1—.—л—,——I—I—--,—«-

О 0,1 0,4 0,6 0,8 1,0 У

Рис.16. Гистограмма функций газопроявлений Майкопского месторождения

._ для скважин без газопроявлений

____ _ для скважин с газопроявлениями

работ выбрать такие параметры крепления скважин, которые обеспечат проведение процесса н нужном нам направлении. Конкретные значения технологических параметров цементирования следует выоирать, исходя из технических возможностей, однако величина их должна находиться в пределах рассмотренных при анализе интервалов..

Мы вначале построили зависимости величины параметра от частоты (вероятности) возникновения проявлений, на основании чего выбрали величины планируемых параметров и проверили совокупность выбранных параметров по методу Вальда. "Экзамен" выбранных технологических параметров дал положительный результат - скважина отнесена к группе "без, проявлений".

.Выбранные с привлечением рассмотренных методов параметры цементирования скважин были изложены в инструкциях, переданных Главтюменннефтегазу (38;, и широко шл использовались. 3 дальнейшем результаты анализа информации по пробуренным скважинам привлекались для построения функции желательности единичных показателей качества крепи.

2.5. Изучение состояния крепи в скв&тшнах

Наблюдения и расчеты показали, что моделью скважины или отдельных её элементов может считаться только сама скважина или соответствующий её элемент. Поэтому возникает необходимость исследовать процессы, протекающие в затруоном пространстве, непосредственно в забойных условиях, иудить о них можно при прямом изучении состояния затрубного пространства скважин в процессе вскрытия его на" забое горными выработками в шахтах.

Такие работы впервые были проведены под руководством автора доклада на грех скважинах Ярегского нефтяного месторождения Коми АССР. На рис.17, 18, 19 приведены фотографии и схемы, иллюстрирующие состояние крепи.

11

Й6;

1 ! ае 1

литологнческии

состав

конструкция скважин

>/211в»пиЛ

У2Ншитш/3

>] 1-Рш>тУЗ

СУГЛИНКИ Н СУПЕСИ С ВАЛУ ПАМП Н ПЛЫВУНАМИ

о: <

сэ

АРГПЛЛНТЫ ЗЕАЕЯОВАЮ-СЕРЫЕ ЛЕРЕишшЕсмшкотчн

|ТОШНЕт>щс1М1Ш

АРГШПТЫ ЗЕШ5Ш-СЕМЕ РЕЖЕ КОРИЧНЕВЫЕ

: И!

1ШшшЕ1гашшрпшт

ш

ы

ТУФФИТЫ ЗЕАЕКаат-СЕРЫЕ И ГР!ШО-СЕРЬ)Е ДИАБАЗЫ ТЕГШ-ЗЕШ- СЕРЫЕ ЗЛЛЕПЩШТРШМНСЧИСШ-' МН АПОФИЗАМИ

АРГНМ1ТЫ СЕРЫЕ

ПЕСЧАНИКИ С ПРППААСТКАМН СЕРЫ* тМЩШЧШПМ

- мя

ЦП

«1*3 6«

ъЛ

Ай

Ш

Мшшста

У-В5"

МЕТАМОРФИЧЕСКИЕ СЛАНЦЫ

Рис.17. .Цитологический состав, конструкции скважин и интервалы вскрытия затрубного пространства горными выработками

Рис .18.

Схема расположения цементного камня в затрубном пространстве скважины № 1-Р

О

ю _

ь

Л}

.10 в

.и

в

и ,

.1

а!

I-

я* V/

сшш 5-7

Е

ПиСТОТИ.ЦЕЛи

шкши Е-Е

ишл грикш 0

СШШ1-Ц

сто глинистого и

«ГКИШОга МСТИМ 1СЖШ( 1-1 •

опешим триви

сшшис 1-1

мм»

Рис.19. Схемы продольного и поперечных разрезов вскрытой части скважины 2Н-1Ш

Выполненные.исследования позволили непосредственно в. скважинах обнаружить и изучить флювдопроводящйе каналы в затрубном цространстве, наличие разрушенной и сохранившейся корки на стенках скважины и колонны, установить, что цементный раствор обеспечивает формирование отдельных сплошных перемычек из цементного камня, которые и определяют герметичность кольцевого пространства, и многое другое, в том числе доказать правомерность использования этого метода исследования.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИЙ, ПОВЫШАЮЩИХ КАЧЕСТВО КРЕПИ

3.1. Тампонажные материалы и растворы.

Проведенные выше исследования позволили определить рад показателей цементного камня, которые обеспечивают высокое качество крепи.

Формирование герметичности заколонного пространства во многом определяется исходными свойствами, вещества, его заполняющего. Поэтому важнейшей задачей является выявление этих свойств с характерными для них показателями, которые однозначно определяли бы пригодность таыпонажного раствора (камня) для выполнения заданных функций.

3.1.1. Методы и средства оценки изолирующей способности таыпонажных растворов

В настоящее время отсутствует чётко определенная номенклатура показателей, характеризующих изолирующую способность тампо-нажного раствора (камня). Нет общепринятых методов и средств экспериментального их определения. Нами была поставлена цель попытаться разработать такие методы ж средства.

В начале работ (4) высокие изолирующие свойства цементного раствора связывались с их седиментационной устойчивостью. Поэтому была предложена установка для оцрэделения этого параметра (рис.20).

В другой работе (23) нами предложена методика, позволяющая по данным лабораторных измерений рассчитывать ожидаемую величину водоотделенжя в заколонном пространстве конкретной скважины.

Дальнейшие работы (II) показали, что в большей степени изолирующие свойства раствора характеризуются суффозионной устойчивостью тампонажных растворов. К суффозионно устойчивым растворам

Шф

Рис.20. Установка для замера седиментационного водоотделения:

I - стеклянный цилиндр; 2 - линейка; 3 - вертикальная стойка; 4 - горизонтальная полка; 5 - установочные винты; 6 - зажимная гайка; 7 - уровень; 8 - хомутик; 9 - цементный раствор

относятся те, у которых процесс седиментации не приводит к увеличению проницаемости порового пространства. Показатель суффози-

онной устойчивости можно выразить в виде коэффициента внутренней «

суффозии I порового пространства

где К-£ и К2 - коэффициенты проницаемости соответственно цементного камня вдоль и перпендикулярно потокам фильтрации.

Для суффозионно устойчивых растворов К^К^, показатель I равен нулю.

По мере снижения давления -столба цементного раствора меняется направление действующих сил фшоидопроявления в скважине, привода к возникновению перепада давления из пласта в скважину. Наличие или отсутствие флювдопроявлений зависит от способности тампонажного раствора противостоять налорногду воздействию флюида пласта.

Количественный показатель изолирукщей способности должен однозначно определять, при каком градиенте давления ибследуёкая система является непроницаемой. Поэтому предложен общепринятый в теории фильтрации показатель непроницаемости - начальный градиент фильтрации, , при котором в системе начинается движение флюида. Этот показатель отражает состояние порового пространства и будет изменяться с течением времени в процессе превращения тампонажного раствора в камень. Оценка изолирующей способности тампонажного раствора (камня), таким образом, сводится к экспериментальному определению начального градиента фильтрации и сравнению значения этого показателя с действующим при заданных условиях за-колонного пространства градиентом давления. Тампонажный раствор (камень) считается пригодным для разобщения пластов в том случае,

если в любой момент времени начальный градиент фильтрации выше действующего градиента давления (19). Для экспериментального определения начального градиента фильтрации тампонанного раствора нами предложены специальные способы и устройства (рис.21).

3.1.2.- Методы повышения изолирующей способности

тампонажных растворов

Изолирующие свойства тампонажных растворов (камня) зависят от многих факторов, тесно связанных со свойствами фаз дисперсной системы,- Большое значение имеют также условия формирования тампонажного камня. Проведенные исследования убедительно показали наличие тесной корреляционной связи между суффозионной устойчивостью цементных растворов и изолирующими способностями. Поэтому и методы их повышения общие, а именно: рекомендуется увеличивать тонкость помола тампонажного материала, вводить в тампонанную смесь коллоидообразующие добавки, уменьшать водосмесевое отношение с учетом необходимой подвижности раствора, активировать там-понажный раствор, добиваться гомогенности тампонажного раствора за счет применения осреднительных емкостей, повышать вязкость жидкости затворения путем растворения в ней солей и полимеров, увеличивать плотность жидкости затворения? повышать шероховатость поверхности колонны, уменьшать кольцевой зазор в заколонном пространстве до допустимых значений, центрировать колонны в скважине.

3.1.3. Разработка тампонажных составов различного

назначения

С учетом изложенных выше положений с участием автора доклада были разработаны и внедрены: цементно-угольные тампонажные • растворы плотностью до 1,5 г/см3 (2); утяжеленные цементно-бари-товые и шлакобаритовые растворы плотностью до 2,1 г/см3; гидрофо-

Рис.21. Схема установки для экспериментального определения начального градиента фильтрации

бизованный цемент повышенной сохраняемости; тампонажный материал для высокотемпературных скважин с пониженной водоотдачей и высокой ударостойкостью за счет армирования его волокнами асбеста; облегченный тампонажный материал с повышенной коррозионной стойкостью и низкой проницаемостью; сероводородостойкий с пониженной проницаемостью тампонажный материал; тампонажный материал для крепления даронагнетательшх скважин; быстросхватывающийся тампонажный материал с высокой растекаемостыо; тампонажный состав с высокой тампонирующей способностью; тампонажный раствор с пониженной водоотдачей; тампонажный раствор с пониженной водоотдачей с легкорастворимымя ингридиентами; тампонажный раствор с повышенной изоляционной способностью; полимерный компонентный состав для крепления или борьбы с осложнениями в глубоких высокотемпературных скважинах; тампонажный состав, содержащий газоввделяющий реагент, предназначенный для повышения тампонирующих свойств цементного раствора (камня); расширяющийся цеолитосодержащий тампонажный раствор для кропления скважин в условиях аномально низких пластовых давлений; полимерный состав с улучшенными герметизирующими свойствами для крепления высокотемпературных скважин.

3.1.4. Реагент комплексного действия

Нами был разработан и прошел широкие промысловые испытания реагент комплексного действия на тампонанные растворы КРТР-75, обеспечивающий одновременное повышение изолирующих свойств, снижение водоотдачи и водоотделения тампонажных растворов, рост прочности цементного камня и адгезии его к металлу, снижение газопроницаемости. Сравнительные данные, приведенные в табл.4, показывают, что цементный раствор и камень, обработанные КР1Р-75, по всем показателям превосходит аналогичный состав, но обработанный другими реагентами.

Таблица 4

Не вводился

ПВС-ТР

МЦ

КРТР '

0,8 10 1-10 4,8 8000

0,5 ■ 800 3-20 3,2 2800

1,0 30 2-30 3,6 . 5800

1200 2-30 3,6 1700

Газопроницаемость цементного камня при использовании КРТР снижается в 1,5-2 раза, на такую же величину возрастает показатель адгезии его к металлу.

3.1.5. Газонаполненные ташонажные системы

Для снижения плотности тампонажных растворов используют метод аэрации. За рубежом вместо воздуха в цементный раствор вводят азот. Основной целью этого мероприятия считается обеспечение подъема цементного раствора на заданную высоту в скважинах с низкими пластовыми давлениями.

Расчет плотности цементного камня в скважине проводили с учетом сжатия газовой фазы в скважинных условиях по законам для идеального газа с небольшими поправками на реальный газ. Это приводило к тому, что отношение газовой и твердо-жидкостных фаз на поверхности брали в соотношении 250/1 и более. Однако положительные результаты цементирования глубоких скважин, когда соотношение фаз еоставляло 6:1, 8:1, а также проведенные Детковны В.П. и Петреску В.И. экспериментальные исследования показали, что сжимаемость газонаполненных тампонажных систем не подчиняется уравнению сос-

тояния идеального газа. Эффект снижения плотности цементного камня при больших давлениях и температуре достигается уже при соотношении фаз 4:1 и менее. Выяснилось, что большое значение имеет степень дисперсности газовой фазы в системе, использование поверхностно-активных веществ для их стабилизации.

Установлено: газонаполненные системы обладают высокой стабильностью, газовые и твердые дисперсии практически в них не перемещаются, не происходит и водоотделение, сохраняется структура, соответствующая условиям получения смесей, при сжатии не происходит разделения фаз.

Газонаполненные системы обладают высокими адгезионными свойствами, предотвращают негативные последствия контракции цементного раствора (растрескивание корок и др.), поддерживают постоянство порового давления, обеспечивают в замкнутой системе•(рис.22) высокие гидро- и теплоизоляционные свойства.

Уникальность свойств газонаполненных гампонакных систем.обусловлена физико-химическими процессами взаимодействия фаз. Пузырьки газа имеют мономолекулярную пленку ПАВ. Эта пленка состоит из дифилышх молекул, обращенных полярными группами к водо, а неполярными - к воздуху. Таким образом, поверхность пузырька имеет электрический зарад. По этой причине вокруг пузырька образуется внешняя оболочка, состоящая из ионов молекулярных частиц и микрочастиц твердой фазы противоположного электрического заряда.

По мере увеличения давления объем пузырька уменьшается нелинейно, что объясняется проявлением ваадерваальсовских вил, лапла-совского давления и возрастанием структурно-механических свойств внешней,оболочки пузырька. При этом происходит постепенное сближение и уплотнение цементных зерен вокруг пузырьков - образование свода (каркаса). Предел сжатия определяется формированием плотного герметичного свода из цементных зерен, молекул ПАВ, воды.

Рис. 22. Изменение давления в тампонажной системе:

I - не содержащей газовую фазу; 2 - аэрированной системе; 3 - газонаполненной путем использования ХГО-1

Дальнейшее повышение давления среды практически не влияет на изменение объема пузырьков и, следовательно, плотность всей сис- • темы будет постоянной.

На рис. 23 приведены результаты испытания газонасыщенных систем на сжатие, из которых видно, что предел.сжатия пузырьков находится в пределах 7-10 МПа. При этом плотность микроагрегата со сжатым пузырьком внутри и "броней" из твердой фазы остается низкой, что позволяет ей играть роль активного колъматанта микропо- . рового пространства тампонажного раствора (камня). При снижении давления' в заколонном пространстве ниже критического начинают проявляться упругие свойства газовой фазы, компенсируя дефицит объема, привода к расширению системы.

Все эти полезные свойства газонаполненных тампонанных систем определяют необходимость значительного расширения объемов их внедрения в практику строительства скважин.

Практическим тагом в этом направлении было широкое использо-. ваше аэрированных цементных растворов в Западной Сибири и разработка нами (74) впервые в стране.газогенерирунцего состава ГТС-1, в котором газовой фазой является азот. Проведенные опытно-промышленные испытания этого состава показали высокую его эффективность.

3.2. Технология приготовления тампонаянчх растворов

• Приготовление тампонажных растворов - скоротечны^ цроцесс,

осуществляемый с привлечением многих единиц тампонажной техники.

Важно, чтобы гампонажный раствор, приготовленный на буровой,

. строго соответствовал рецептуре, подобранной в лаборатории. На

буровой контроль .свойств приготавливаемого раствора ограничивается замером его плотности. Практика показала, что этого явно недо-

таточно. Отсутствие контроля концентрации химических реагентов в

Рпс. 23. Изменение плотности аэрированного цементного раствора при сжатии

жидкости затворения часто приводит к серьезншл осложне-

ниям, особенно при креплении глубоких скважин.

Нами (22, 41) разработаны новые экспресс-методы оценки свойств жидкости затворения непосредственно на буровой, использование которых обеспечило резкое снижение осложнений при.цементировании.

С целью достижения постоянной плотности тампонажного раствора при его приготовлении предложена и внедрена конструкция цемент-но-смесительной машины, исключающей сводообразование в её бункере.

3.3. Создание в заколонном пространстве низкопроницаемых перемычек

Суть способа (50) заключается в закачивании в обсадную колонну и продавливании в заколонное пространство низкопроницаемых составов между порциями цементного раствора. При этом объем жидкостей должен быть таким, чтобы по окончании цементирования порция непроницаемого состава оказалась над пластом или группой пластов, вероятных источников проявлений. В качестве непроницаемых составов в большинстве случаев использовались гелеобразные нетвердею-щие смеси (65). Скорость гелеобразования регулируется таким образом, чтобы уже в первые минуты закачивания реакционной смеси в ней начиналось структурообразование и чтобы этот процесс был близок к завершению к моменту окончания цементирования.

Способ успешно используется в Краснодарском крае, на Украине и Республике Кош.

В других случаях перемычку образуют из барита, выпадающего из седшлентационно неустойчивой водно-баритовой смеси. Искусственное снижение проницаемости возможно также за счет обезваоживания используемого тампонажного раствора при отфильтровывании из него жидкой фазы в проницаемые пласты при удалении с них фильтрационной корки скребками.

" 3.4. Цементирование обсадных колонн большого диаметра через бурильные трубы (29, 68)

К недостаткам существующей технологии цементирования колонн большого диаметра относятся: необходимость закачивания большого объема продавочной жидкости, смешение - значительного количества тампонажного и бурового растворов при закачке и продавке вследствие неприменешш разделительных пробок, задалживание времени и большого числа единиц цементировочной техники на проведение цементирования. ■ '

Наш предложен оригинальный метод цементирования колонн через бурильные трубы. При этом исключается перечисленные недостатки, создается возможность наблюдать состав смеси, выходящей из заколонного пространства (как правило,, колонны большого диаметра цементируются до устья), и принимать решение о прекращении или продолжении закачивания цементного раствора (небольшой объем бурильных труб при этом в расчет не берутся). Использование этого ыетода в Краснодарском крае и в Западном Казахстане показало высокую его эффективность.

3.5. Буферные жидкости

*

В соответствии с изложенными выше представлениями о роли буферной жидкости в процессах вытеснения бурового раствора ташонаж-, ным нами разрабатывались, в основной, порошкообразные, готовые к употреблению буферные материалы, которые при смешивании с водой давали маловязкие, низкой плотности и водоотдачи структурированные буферные жидкости, имеющие высокие моющие свойства и способность транспортировать утяжелитель (54). Были также разработаны .рецептуры вязкоупругой и кольматирующей буферных жидкостей.

3.6. Ступенчатое цементирование и спуск колонн секциями (18)

Подъем тампонажного раствора за обсадной колонной на большую высоту является одной из ванных проблем глубокого бурения, решение которой во многих случаях зависит от внедрения способа ступенчатого цементирования обсадных колонн.

Наряду с очевидными преимущества™ способ ступенчатого цементирования имеет и ряд недостатков, а именно: необходимость специальной подготовки ствола скважины к спуску колонии в связи с заметным превышением наружного диаметра адуфт ступенчатого цементирования по отношению к диаметру, муфт обсадных труб, требование подбора увеличенных сроков начала загустевания и схватывания тампонажного раствора для цементирования первой ступени для обеспечения нормального погружения падащей пробки в продавочную жидкость в течение 50-80 мин, трудоемкость разбуривания внутренних деталей муфт.

В настоящее время в отрасли выпускаются заводом и широко используются разработанные во ЗЕИИКРнефти с участием автора ,(51) муфты ступенчатого цементирования типа МСЦ-1 и МСЦ-2. Кроме то-гр, выпускаются такие же муфты в коррозионном пополнении МСЦК I и 2.

В последние годы во ВНИЖРнефти проводятся работы по созданию нового класса муфт - неразбуриваемого типа. Получен ряд авторских свидетельств (52 ж др.). Выпущены опытно-промышленные партии, которые на Украине, в Западной Сибири и Казахстане прошли- успешные испытания.

Кроме конструкторских работ проведены большие исследования в области технологии, ступенчатого цементирования обсадных колонн, -изложенные в инструкции.

С целью сокращения веса спускаемых колонн и общего расхода металла, вызванных низкой прочностью труб, недостаточной грузоподъемностью буровой установки, наличием ограничений во времени колонны часто спускают секциями. Этому методу присущи больше недостатки, главным образом, связанные с обеспечением герметичнос-сти места стыковки секций, возможностью получения разрыва сплошности цементного камня за коллонаш, трудностями подвески секций' в скважине. Провбдимые нами работы были направлены на совершенствование способа.

На уровне изобретений (53, 55, 62) разработаны устройства для спуска подвески и стыковки секций колонн, которые нашли широкое применение в отрасли, в т.ч. в сложнейших условиях на месторождениях Западного Казахстана, Украины и Краснодарского края.

Разработана технология секционного крепления скважин, основные положения которой сводятся к следующему.

Во время цементирования реализуют весь комплекс мероприятий, связанных с повышением качества крепления скважин сплошными колоннами (буферные жидкости, центраторы, скребки, расхаживание колонн в процессе цементирования, использование ташонажных растворов с низкой водоотдачей).

Секции цементируют на всю длину, в противном случае незаце-ментированная часть секции должна цементироваться совместно с последующей секцией или заранее.

Не.разгружают секцию на забой или предыдущую секцию.

Нижние секции, спускаемые на бурильных трубах, оборудуют, вставными разделительными пробками.

В скважинах, где могут быть газопроявления, расчет прочности секций на смятие производят с учетом переноса забойных давлений к верхней части секции.

3.7. Устройства для цементирования скважин

Б разные годы нами разработаны верхняя и нижняя разделительные пробки, объединенные позже в единый комплект разделительных пробок КРП, выпускавшихся серийно Грозненским механическим заводом.

Для обсадных колонн созданы различные конструкции обратных клапанов.

ГЛАВА 1У. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО МЕТОДА УПРАВЛЕНИЯ КАЧЕСТВОМ КРЕПИ

Выше' были рассмотрены методы анализа результатов крепления скважин, позволяющие оценить влияние комплекса горно-геологических и технико-технологических факторов на выбранные нами результаты крепления скважин, такие как наличие проявлений, допустимый градиент давлений на зацементированное заколонное пространство при её эксплуатации и др. Но они не обеспечивают комплексную оценку качества крепи, не позволяют выбрать такие управляемые воздействия на процесс крепления скважин, которые бы обеспечили высокое качество крепи в целом, лоэговд' наш сделана попытка разработать методику управления качеством крепи скважин, опираясь на ранее разработанную методику оценки её свойств, изложенную в первой главе настоящего доклада.

Практика крепления скважин показывает, что большинство решений, определяющих качество крепи скважин, принимается на стадии проектирования. В настоящее время нет методов оценки уровня проектных решений (существующие методы оценки качества проекта по величине его стоимости не связаны с показателями назначения, надежности, экономичности). Следовательно, необходимо разработать метод оценки качества крепи уже на стадии проектирования, т.е. на уровне проектных решений.

При составлении планов работ по проведению крепления скважин чаще всего приходится вносить ряд поправок в проекты, связанных с учетом фактических геологических условий, наличия материально-технических средств на буровой и др. Поэтому важно оценить, как эти корректировки проекта влияют на качество крепи, т.е. уровень плановых решений.

Общие требования, предъявляемые к системе управления качеством крепи, - это комплектность, наличие процедур оценки качества каждой стадии функционирования, а также возможность адаптации комплексов и модификации их элементов.

О учетом изложенного была создана типовая комплексная методика разработки региональных технологий крепления скважин, принципиальная схема которой представлена на рис.24.

Технология крепления включает решение широкого круга вопросов: выбор способа спуска и цементирования оосадных колонн, типа и состава-тампонажных растворов, бурового и цементировочного оборудования, регламентов и режимов проведения операций. При этом все процедуры выбора должны быть взаимно увязаны по целям, ограничениям и информационной базе, а методики расчета и выбора решении должны быть оптимизированы и базироваться на современном уро-. вне научного описания процессов и взаимодействия объекта с внешней средой; сама технология крепления долкна быть взаимоувязана, со смежными технологиями.

Типизация технологии крапления определяется общностью одисан-, ного комплексного подхода для объектов, строящихся в различных . геолого-технических условиях. Её адаптация к конкретным объектам обеспечивается путём модификации прикладных методик при сохранении общей структуры системы и информационных связей.

Проектирование технологии крепления скважин (пис.25). Первая стадия проектирования - формирование исходной информации: геолого-технической и нормативно-справочной.

Вторая стадия проектирования - это собственно получение проекта технологии крепления. Для этих целей построена формализованная процедура комплексного (последовательного и с возвратами) функционирования методик выбора способа спуска и цементирования обсадных колонн, тампонажных цементов и растворов, буферной жвд-

о о

Рис. 24

РИС. 25. СТРУКТУРА ТИПОВОЙ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ

исходная »»миря

X

лшшошие технологии мления

СМИ ШОКА и цшгашш ммдных колонн

3 II 5 3

оценкд шествд принятых решении

яшкмм исходной информации № лжтмвдния г—¡шимАние исадаин^жАця» для шнрашошп

гшо-гшшш мш. иск 1 МТШфШ.ШЖМ) НОИ (ОПеРАШ!

о еж 11 Ш эе 2 о £ ОС ж ег С? яс 35 = < = о ае к | Ж ж 5* ч 1 1 ~ з — " 2 СС 1 сж X «=г аг 3= о 8 И =5" 2

Ш!Р ЛЬ до ДНО» ИНФОРМАЦИИ ¡1 ш ттишшя КОНТРОЛЬ йодной ИНФОРМАЦИИ ЛЯ Ш НИШ «из

х

гацад тмммда

ПЛАНИРСЗАНИе РАБОТ (10 шплению

о о яг — 5 1 ^ * 2Г* с= ЗГ 31 = 2 ^ ^ 5 3 § ^_

ОЦЕНКА КАЧеСТЕА Ш1АН0ВМХ РСШ6НИЙ

проект крепления ч ПЛАН РАИТ П креплению

технические смдства И МАТеРИАЛМ трудоемкость, м&териАло-емшь.шктмммь и ¡1 технемшш приемы к пешдоштмюшции МАТНИАЛООМКОСТМИДОеМ-ШНМШМ ШОТ

1 1

ОЦСНКА НЗШТАШ ОЦеНКА РС34ЛЫАТ01

ТеХН.ПЧДГОТОЕКА ПРОНИНА ¡да РвАЛКЗАЦ. ПЛАН А РАШ 110 креялекяю

ШММХ ШКЩ ПИКША ШРВДМ. мто

-3- 1 —

3 £ ^т ас

ш эе ^ ш ^ 1=1 ж о >< £2 А. 2

1

контроль технологической подготовки

х

АН! Ш5МШЯ подшшьш мот

шшение редлиздцией плана раит по временим

ПОДГОТОВКА СТВОЛА СПУСК ОбСАДНОЙ колонии приготовление ЗАКАКЧИВАНИЯ. ПРОДАВЛИВДНИЯ здключитель-ные работы

оценкд КАЧЕСТВА крепления СКВАЖИНЫ

ччетно-отчетнАя информация о результатах раит

«чет о ммеиш-емкости и ткгдо-емкосги «еденмо пт-меш технологической ИНФОРМАЦИИ мши« оценки КАЧССТВА крепления

кости, процессов подготовки ствола скважины к спуску и цементированию обсадной колонны, технологической оснастки, цементировочного оборудования, режимов цементирования. ■

Б результате функционирования приведенного комплекса определяются составные элементы проектных решений, которые проходят процедуру оценки качества. В случае, когда обобщенный показатель качества спроектированного процесса крепления неудовлетворителен, производят корректировку проектных решений.

Реализация ппоектных пешений. Система реализации проектных решений состоит из комплексов по формированию исходной информации для планирования работ по креплению, собственно .планирования работ, технологической подготовки .производства дал реализации плана работ, управления реализацией плана ра'бот.

Комплекс по формированию исходной информации для планирования работ по креплению служит для подготовки информации к последующим / расчетам управляющих воздействий. Комплекс по планированию работ содержит тот же перечень методик,' которые используются при проек- -тировании.

В случае, когда обобщенный показатель качества запланированного процесса крепления неудовлетворителен, производят корректирование плановых решений.

По завершении работ производится оценка качества крепления скважины по фактическим данным. Результаты указанной оценки, кроме своего прямого использования, передается в подсистему формирования исходной информации для проектирования последующих скважин с целью адаптации типовой комплексной технологии к конкретным условиям производственного ооъеданания.- ■

Методическое ооеспечение проектирования технологии крепления скважин основано на следующих методиках выбора: способа спуска и цементирования обсадной колонны, таыпонажных цементов и растворов.

буферных жидкостей, спосооа подготовки ствола скважины к спуску и цементированию обсадной колонны, технологической оснастки обсадных колонн, цементировочного оборудования, режимов цементирования обсадных колош, способа защиты обсадных колонн от износа.

При создании методик учтены последние разработки в области техники, материалов, технологии и методов решения задач.

Обоснование постановки задач и методов их решения, критерии и ограничения для выбора решений представлены в каждой методике. Каждая методика построена в формализованном виде, что позволяет использовать при её реализации вычислительную таблицу.

Выходная информация каждой из них включает в сеоя как проектные решения, так и решения, используемые для функционирования других, связанных с ней методик.

Блок-схема процедуры выбора проектных решений, при

создании которой принят принцип поэлементного использования отдельных методик с последовательным принятием и коррекцией промежуточных решений по приоритетному признаку технико-технологических ограничений, представлена на рис. 26.

Полученные проектные решения подвергаются технологической оценке. На основании оценки отдельные проектные решения могут быть подвергнуты корректированию.

В случае, если такое корректирование влечет за собой необходимость пересмотра других проектных решений, последовательность процедуры пересмотра сохраняется в соответствии с блок-схемой, независимо от того, с какого момента должен быть осуществлен пересмотр.

Управление реализацией плана работ по креплению (тс.27). В процессе реализации запланированных управляющее воздействий в каждой из операций крепления после измерения параметров устанавливают, что: поведение объекта управления полностью соответству-

Рис.26. Общая схема расчета и выбора проектных решений

Рис.27. Оперативное управление технологическими процессами

ет прогнозным состояниям; состояния объекта выходят за допустимые границы, т.е.,-возникают отклонения.

л первом случае продолжают реализацию управлений по плану.

• Зо втором случае, когда процесс оказывается вне заданных границ, определяют, возможна ли коррецня плана в реальном масштабе времени. Как правило, такая коррекция возможна для кавдой из последующих за нарушенной технологической операцией (если, например, отклонения произошли при спуске оосадной колонны, то можно откорректировать план на цементирование

При этом процесс, .при реализации которого возникло нарушение, заканчивают по предписаниям плана, так как в каждой из методик определяются сведения о возможных, ситуациях и предписываются приемы -для принятия соответствующих решений.

3 случае бтсутствия: заранее предусмотренных рекомендаций используют профессиональные-навыки персонала. Как правило, это случаи проведения комплекса предупредительно-профилактических работ и последующее прерывание процесса крепления. 3 более сложных ситуациях обращаются к плану работ по ликвидации осложнений.

После окончания работ по креплению оценивают его качество. 3 результате-проведенных работ:

предложены структура, состав и основные информационные потоки типовой,комплексной технологии крепления скважин (ТКТК);

. разработаны для - элементов ТКТК, обеспечивающих проектирование и планирование процедуры выбора способа цементирования, режимов спуска и цементирования обсадной колонны, выбора тампонажных цементов, растворов и буферных жидкостей, работ по подготовке ствола скважины, труб и цементировочного ооорудования, защиты обсадных колонн от износа, расчета обсадных колонн, заключительных работ после цементирования, разработаны методики выоора перечня и порядка работ, оборудования, материалов, регламентов с использованием

критериев оптимизации и учетом технико-технологических ограничений;

созданы для элементов ТКТК, обепечивающих анализ- качества процесса крепления скважин на этадах проектирования, планирования и оценки "конечных результатов работ, методические основы,' расчеты качественных показателей;

разработаны для элементов ТлТЗС, обеспечивающих управление в-реальном масштабе времени, методические основы программного' управления и управления с обратной связью для технологических процессов крепления.

Типовая комплексная технология крепления скважин позволяет: получать комплексные проектные технологические решения, гарантирующие высокое качество и эффективность строительства скважины; обеспечить конкретизацию технологических проектных решений в процессе планирования для заданных геолого-технических условий; оценить качество и технико-экономические показатели эффективности полученных решений и конечного продукта; сократить сроки внедрения новых разработок, направленных на повышение эффективности и качества конечного результата крепления; обеспечить выполнение требований смежных технологий при условии возможного их совершенствования.

Разработанная методика управления качеством крепи скважин была реализована применительно к условиям объединения "Грознефть" и одобрена решением технического' совета объединения.

Методика также была использована при разработке первой очереди САПР-бурение.

основные вывода И результаты работ

1. Сформулировано определение качества крепи как совокупности свойств устойчивого канала между дневной поверхностью и забоем скв&'лши с учетом затрат средств, труда и времени на его строительство и степени загрязнения недр и окружающей среды при его сооружении и эксплуатации.

2. С учетом положений пункта I и применяемых в других отраслях промышленности методов оценки качества продукции разработана методика количественной оценки Качества крепи. Выбраны и обоснованы единичные, групповые и лодгрупповые показатели качества, предложен способ расчета интегрального показателя качества крепи, объективно отражающего весь комплекс свойств объекта в целом. ¡Летодика позволяет оценивать уровень качества крепи на стадиях проектирования, планирования и по'результатам выполненных работ. Она прошла успешные промысловые испытания и внедряется на промыслах и в проектных организациях отрасли.

а. Проведены широкие исследовательские работы по выявлению факторов, определяющих свойства крепи скЕажины, и разработаны способы управления ими. При этом установлено:

3.1. Цикропоровое пространство цементного раствора- (камня; не ыоиет быть каналом для флюидопроявлении, если в результате деструктивных процессов не оудет нарушена однородность распределения зерен твердой, составляющей в его объеме;

3.2. Определяющее значение на формирование изоляционных свойств цементного камня имеет суффозионная устойчивость цементных растворов, тесно связанная с седиментационными процессами на ранней стадии твердения раствора. Разработаны теоретические зависимости величины водоотделения от свойств цементного раствора и вмещающей среды, позволяющие целенаправленно управлять седимен-

тационными процессами;

3.3. Местом образования флювдопроводящих каналов могут стать зоны, заполненные невытесненным буровым раствором и корками из него. Разряжение, обусловленное контракцией цементного раствора, - необходимое и достаточное условие потери сплощности глинистых корок;

3.4. На полноту вытеснения бурового раствора тампонажным можно успешно влиять, используя маловязкие, легко турбулизирующиеся буферные жидкости. Применение высоковязких и вязко-упругих буферных жидкостей может Зыть рекомендовано в ограниченных случаях,

при низких скоростях течения;

3.5. Давление стобла цементного раствора в скважине на флюид пласта и стенки скважины и колонны приблизительно одинаково и снижается в период ОЗЦ по мэре выхода твердой составляющей раствора из взвешенного состояния. Существенных напряжений в цементном камне, вызванных уплотнением твердой фазы по глубине скважины, не возникает. Напряжения в цементном каше возникают лишь при использовании расширяющихся цементных растворов или как следствие давления на него со стороны стенок скважины или колонны;

3.6. Причиной возникновения фдиидопроводящих каналов в зацементированном пространстве и других осложнений может стать движение низа обсадных колонн, вызванное снижением давления столба цементного раствора в период ОЗЦ. Технология крепления скважин должна предусматривать мероприятия, исключающие негативные последствия этого явления;

3.7. Знешняя нагрузка на обсадные трубы при расчете колонн должна выоираться с учетом снижения давления столоа цементного раствора, возможной передачи аномально высокого пластового давления на вышележащие горизонты, до некачественно зацементированному' заколонному пространству;

3.8. Промежуточные колонны следует рассчитывать с учетом их износа. Разраоотаны научные основы расчета промежуточных колонн;

3.9. Прочность "двухслойной крепи" - цементный каыень-труба при условиии жёсткой связи камня с обсадными труоаш возрастает

в кратное число раз. Доказана целесообразность применения цементных растворов с повышенными адгезионными свойствами, которые были для этого специально разработаны;

3.10. Установлена возможность использования априорной инфор-^ мации для оценки значимости факторов, определяющих возникновение различного рода осложнений при креплении скваяин, создания диагностических процедур прогноза результатов проводимых работ, выбора управляющих воздействий на формирование нужных свойств крепи. Разработаны соответствующие методики, на основании которых созданы регламенты по креплению скважин в различных регионах страны, в т.ч. в Западной иибири (иамотлор; и др.;

3.11. Доказана правомерность метода вскрытия горными выработками в шахтах .зацементированного заколонного пространства скважин для исследования процессов, относительно которых ранее строились гипотезы из-за отсутствия прямого подтверждения.

4. Разраоотаны прогрессивные технические средства и .технологии, обеспечивающие высокое качество крепи и нашедоше применение в отрасли: методы и средства оценки и повышения изолирующей способности цементных растворов (рецептуры тампонажных составов и реагенты .для управления их свойствамиприниципиально новые газонаполненные тампонакные системы; технологии и технические средства ;создания низкопроницаемых перемычек.в заколонном пространстве скважин; рецептуры низковязких, высоковязких и моющих буферных жидкостей; щфты ступенчатого цементирования, подвески и. стыковки колонн, спускаемых секциями, комплекты разделительных пробок и обратных клапанов.

5. Разраоотана типовая комплексная технология управления качеством крепи скважин, позволяющая получать комплексные технологические решения на стадиях проектирования, планирования и реализации плана раоот, гарантирудцая высокое качество строительства крепи.

Основное содержание доклада опуоликовано в 144 работах автора, в том числе:

I. Применение цементно-угольных тампонаяных растворов при цементировании колонн на Шебелинском месторохдешы/д.И.Бережной, А.К.Куксов, П.Я.Зельцер и др.//Нефтяное хозяйство, 1969. - № 10.

а. Булатов А.И., Обозин О.Н.Куксов А.К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования//Га-зовая промышленность, 1970. - В 2.

3. Смятие обсадных колонн при секционном способе крепления глубоких скважин/В,А,Шишов, А.К.Куксов, В.О.Суханов и др.//Газо-вая промышленность, 1970. - № 9.

4. О необходимости учета седиментадионной устойчивости там-понажных растворов/А.И.Булатов, А.К.Куксов, О.Н.Обозин и др.//РНТС Бурение, 1971. - № 2.

5.- Изучение состояния цементного камня в скважине/В.А.Серпен-ский, А.К.Куксов, О.Н.Обозин и др.//Нефтяное хозяйство, 1971. -

№ 5.

б. О давлении в затрубном пространстве скважин после цементи-рования/А.К.Кукеов, А.И.Булатов, М.Ф.Ситников и др.//Нефтяное хозяйство, 1971. - tö 10.

7. К вопросу зависания тампонажного раствора на обсадных трубах в период ОЗД/А.И.Булатов, О.Н.Обозин, А.К.Куксов и др.//Азер-байпжанское нефтяное хозяйство, 1971. - № 2.

8. О пристенном каналообразовании в скважинах после цементи-рования/А.К.Куксов, О.Н.Обозин, A.B.Черненко и др.//Сd. тр.ВНИЖР-нефти, 1971. - Ä I.

9. Ситников М.Ф., Куксов А.К., Волик A.A. Результаты исследования деформации образцов пород при вторичном ушютнении//РНГС Бурение, 1971. - $ 9.

10. Куксов А.К., Черненко A.B. О поровом давлении в зацемен-о тированном затрубном пространстве скважин/Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1972. - И 7.

11. Черненко A.B., Куксов А.К. Влияние фильтрационных разрушений на проницаемость тампонаяного камня//Нефтянов хозяйство, 1972. - й Ю.

12. Куксов А.К., Динмухаметов Д.Х. Математические модели процесса газопроявления при цементировании скважин//Сб. трудов ВНИИБТ "Буровые растворы, крепление скважин и предупреждение осложнений", 1972.

13. Ситников М.Ф., Куксов А.К. Прогнозирование по кернам аномально высокого пластового давления в процессе бурения/Нефтяное хозяйство, 1У75. - * 2.

14. Куксов А.К., Черненко A.B., Горлов А.Е. О месте возникновения каналов в зацементированном затрубном пространстве//Сб.тр. ВНИЖРнефти, 1977. - й 13.

15. Куксов А.К., Черненко A.B., Горлов А.Е. Причины растрескивания глинистых корок при контактировании с тампонажным раствором (камнем)//Со.тр.ВШЖРнефти, 1977. - № 13.

16. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин/А.Ф.Озвренко, А.К.Куксов, А.И.Булатов и др. - М.: Недра, 1978. - 279 с.

17. Устройство для определения скорости падения управляющих деталей в сквакине/А.К.Куксов, В.В.Беспалов, А.И.Вдовенко и др// Сб. тр.ВНИИКРнефти, 1980. - ß 19.

18. Состояние и перспективы развития техники и технологии ступенчатого цементирования обсадных колонн/В.И.Крылов, А.К.Кук-сов, В.В.Еременко и др./УРНТС Бурение, 1981. - !? I.

19. Экспериментальная оценка изолирующей способности тампо-нажных растворов/А.К.Куксов, А.В.Черненро, Ю.Д.Комнатный и др.// Сб. тр.ВШИКРнефти "Тампонажные материалы и технология крепления скважин", 1981.

20. Куксов А.К., Черненко A.B. Влияние'невытесненного бурового раствора и глинистой корки на качество разобщения пластов//Не-фтяное хозяйство, 1984, - № 2.

21. Булатов А.И., Куксов А.К., Петерсон А.Я. Пути повышения эффективности контроля цементирования скважин//Нефтяное хозяйство, 1984. - J£ 5.

22. Контроль и регулирование свойств жидкости затворения там-понажных материалов/А.К.Куксов, Ю.Д.Комнатный, А.В.Черненко и др.// Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, 1984. - tö 4.

23. Куксов А.К., Черненко A.B., Комнатный Ю.Д. Суфыозионная устойчивость тампонажных растворов в гравитационном поле/Сб.тр. ВНИИКРнефти "Совершенствование техники и технологии крепления скважин", 1984.

24. Куксов А.К., Мироненко О.Н., Мавлютов М.Р. Исследования моющей способности высоковязких буферных жидкостей//Нефтяное хозяйство, 1985. - № 3.

25. Куксов А.К. Повышение качества цементирования скважин//. Нефтяное хозяйство, 1985. - № 9.

26. Основные принципы проектирования режима заполнения за-трубного пространства тампонажным раствором/А.К.Куксов, Р.Ф.Уха-нов, Н.А.Гукасов и др.//Сб.тр.ВНИЖРнефти "Качественное крепление и управление свойствами тампонажного камня", 1985.

27. Куксов А.К., Черненко A.B., Горлов А.Е. Природа флшдо-проявлений после цементирования обсадных колонн и пути их предуп-резденид//Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, 1985. - № 9.

28. Булатов А.И., Куксов А.К., Баоаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. - М., 1987. -

С.52. - (Обзорн.информ./ЁНИЮЭНГ. Сер."Бурение". - Вып.З).

29. Смирнов A.B., Абрамов A.A., Куксов А.К. Цементирование обсадных колонн большого диаметра-через бурильные трубы//Нефтяное ■ хозяйство, 1988. - № 2.

30. Буферные жидкости, используемые при цементировании скважин/А.И.Булатов, А.К.Куксов, О.Н.Мироненко и др. - М., 1987, -С.62.(Обзорн.днф./ВНИИОЭНГ. Сер. "Бурение'.' - Вып.8).

31. Куксов А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин. - М., 1988. - С. .55. - (Обзорн.информ./ВНИИ-ОЭНГ- Сер. "Бурение". - Вып.9).

32. Куксов А.К., Морозов С.Г. Общий подход к оценке, качества скважин//Нефтяное хозяйство, 1989. - й II.

33. О градиенте давления гидропрорыва обезвоженных тампонаж-ных растворов/А.К.Куксов, С.С.Гусев, Ю.Д.Комнатный и др.//Сб.тр. ' ВНИИКРнефти "Теория и практика крепления скважин", 1989 г.'

34. Исследование эффективности смыва глинистой корки водными растворами некоторых ПАВ и композиций/А.К.Куксов, О.Н.Мироненко, Н.М.Бовдарец л др.//Известия Северо-Кавказского научного центра, 1989. -й I. ' ' • ,

35. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при бурении. - М.: Недра, .• 1992. - 251 с.

36. Кукеob A.K. О совершенствовании методов повышения качества крепления скважин//Сб.тр.вНИЖРнефти "крепление и ремонт скважин", 1990.

37. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин/ Ю.Г.Апанович, А.К.Куксов, В.Н.Баринов и др. - М., - 1975.

38. Временная инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.РД 39-2-I75-79/B.И.Крылов, А.К.Куксов, Ю.Д.Комнатный и др. - Краснодар-Тюмень.- 1979.

39. Инструкция по применению материала буферного порошкообразного Ш-ЮО. РД-1-468-8и/А.К.Куксов, Р.Ф.Уханов, В.И.Мищенко и др. - Краснодар. - 1980.

40. Инструкция по раннему обнаружению газонефтеводопроявле-ний и их предупреждению. РД 39-Ü-803-82/A.К.Куксов, В.Ф.Стариков, Э.В.Бабаян и др. - Краснодар. - 1983. _ -

41. Методика контроля и регулирования свойств жидкости за-творения тампонажных растворов, РД 39-2-IU03-84/A.К.Куксов, Ю.Д. Комнатный, А.Е.Горлов и др.. - Краснодар. - 1984.

42'. Куксов.А.К., Уханов Р.Ф., Мамина Т.В.- Инструкция по применению материала буферного порошкообразного ШС-150. РД 39-2-II33-84. - Краснодар. - 1984.

43. Технология цементирование скважин аэрированными суспензиями. РД 39-2-1232-84/А.К.Куксов, В.П.Детков, В.И.Петреску и др. - Краснодар. - 1965.

44. Аветисов А.г., Арутюнов A.A., Куксов А.К. Методика оценки методики крепи скважин. РД 39-1-Ш2-84. - Краснодар. - 1985.

45. Куксов А.К., Лышко Г.Н., Мироненко О.Н. Герметизирующий

состав и технология его применения. РД 39-0147009-6.018-85. -Краснодар. - 1986. .

46. Инструкция по технологии ступенчатого цементирования обсадных колонн. РД 39-0I47009-528-86/A.K.Куксов, В.В.Еременко,

"Э.В.Коган и др. - Краснодар. - 1987.

47. Инструкция но разработке региональных технологий крепления скважин. РД 39-2-4381-87/А.Г.Авегисов, А.К.Куксов, Ю.Д.Ком-натный и др. - Краснодар. - 1987.

48. Методические рекомендации по применению усовершенствованной технологии цементирования скванин аэрированными тампонаж-ными суспензиями в условиях Западной Сиоири. РД 39-014-7009-721/ А.К.Куксов, Б.И.Петреску, В.Х.-ЭД.Дулаев. - Краснодар, - 1988.

49. Технология управления скважиной при ГНВП в различных горно-геологических условиях. РД 39-014701)9-544-87/3.В.Бабаян, А.К.Куксов, АЛ. Волик и др. - Краснодар. - 1988.

ЬО. Система комплексного анализа и управления качеством крепи на месторождениях Главтюменнефтегаза. РД 39-Р-0147009-738-89/ А.К.Куксов, B.ß. Беспалов, С.Г.Морозов и др. - Краснодар. - 1989.

51. A.c. Л 69ü9a4 Муфта для ступенчатого цементирования обсадных колонн"/А.К.Куксов и др. - Б.И., 1979. - Й 39.

52. A.c. J& 732498 "Неразбуриваемая муфта для ступенчатого цементирования обсадных колонн"/А.К.Куксов и др. - Б.И., 1980. -& 17.

53. A.c. JS 713985 "Устройство для спуска секций обсадных ко-лонн"/А.К.Куксов и др. - Б.И., 1980. - й 5.

54. A.c. № 721522 "Состав для разделения потоков жидкостей"/ А.К.Куксов и др. - Б.И., 1980. - J6 10.

55. A.c. ß 810928 "Устройство для собдинения секций обса лых колонн"/А.К.Кук сов и др. - Б.И., 1981. - № 9.

56. A.c. й 829867 "Способ испытания обсадной колонны на гер-метичность"/А.К.Куксов и др. - Б.И., 1981. - К 18. •

57. A.c. /5 872726 "Пробка для управления муфтой ступенчатого цементирования"/А.К.Куксов и др. - Б.И., 1981. - № 38.

58. A.c. № 883373 "Устройство для определения состояния обсадной колонны"/ А.К.Куксов и др. - Б.И., 1981. - & 43.

59. A.C..J5 933973 "Сдосоо определения глубины залегания поглощающего пласта"/А.К.К;уксов и др. - Б.И., 1982. - 1Ь 29.

60. A.c. № 1010253 "Тампонакный материал для цементирования высокотемпературных скважин"/А.К.Куксов и др. - Б.И., 1983.13.

61. A.c. Ji 1025870 "Буферная годность"/А.К.Куксов и др. -Б.И., 1983. - J* 24.

62. A.c. К ICr/6568 "Устройство для стыковки и цементирования секций обсадных колонн"/А.К.Куксов и др. - Б.И., - 1984. - В 8.

63. A.c. й IIU2920 "Способ определения высоты подъема там-поналных растворов за обсадной колонной скваюш'УА.К.адксов и др.-Б.И., 1984. - № 26.

64. A.c. JS I2638I2 "Герметизирующий состав для нефтяных и газовых сква>шн"/А.К.Куксов и др., - Б.И., 1986. - й 38.

65. A.c. Jt I30370I "Способ цементирования скважин"/А.К.Куксов и др. - Б.И., 1987. - й 14.

66. A.c. ü I3I40I3 "Тампонажный раствор и способ его приготов-ления"/А.К.Куксав и др. - Б.И., 1987. - & 20.

67. A.c. Л I4I6668 "Аэрированный тампонакный раствор"/А.К.Кук-сов и др. - Б.И.,- !98b. - й 30.

68. A.c. I46b583'"Cnocoö цементирования обсадных колонн большого диаметра"/А.К.Хуксов и др. - Б.И., 1989. - № 10.

69. A.c. JS I534I83 "Способ обратного цементирования обсадных колонн"/А.К.Куксов и др. - Б.И., 1990. - JS 1.

70. A.c. JS I5466I4 "Устройство для цементирования сквашш"/ А.К.Кунсов и др. - Б.И.,1у92. - № 8.