Рекомендации по креплению обсадных колонн

4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КРЕПЛЕНИЮ  КОЛОНН

Рекомендации по креплению обсадных колонн:  

-   кондуктора

    -         технической колонны (1 ^п.  и  2^п)

-  эксплуатационной колонны.

    Кондуктор в условиях белорусских месторождений является 1 ^ой технической колонной и предназначен для крепления верхних неустойчивых пород геологического разреза от обвалов и размывания (техническая задача) и предупреждения загрязнения пресноводных горизонтов, находящихся на глубинах до 200м (экологическая задача).

    Техническую задачу можно было решить спуском обсадных труб и заполнением затрубного пространства буровым раствором, обеспечивающим необходимое гидростатическое давление на пласты.

    Экологическая задача требует разобщения пластов вскрытых горизонтов и предупреждения попадания пластовых флюидов и поверхностных вод в нижележащие горизонты по стволу скважины.

    Одной из причин низкого качества цементирования кондукторов является плохое замещение бурового раствора тампонажным. Наблюдаемые на практике случаи, когда цемент появился на устье ещё до того, как начали закачивать продавочную жидкость, нередки.

    Теоретическая изученность процессов движения вертикальных потоков жидкости (как ниспадающих, так и восходящих) оказалась недостаточной, технологи не в состоянии управлять потоками. Во всем мире повышать степень замещения пытаются техническими средствами, размещаемыми на колонне: центраторами и турбулизаторами потока. Наилучшие результаты получают, используя расхаживание и вращение колонн во время цементирования.

    Эти технологии позволяют повысить коэффициент замещения, но и при этом он, как правило, не имеет высоких значений. Рекомендации прокачивать с целью повышения коэффициента замещения полутора - двух - кратных объемов тампонажных растворов не всегда оправдываются.

    Нельзя не указать на то, что низкому замещению бурового раствора тампонажным способствуют большие зазоры между стенками скважин и обсадными трубами.

    Основными направлением в дальнейших работах по повышению степени замещении бурового раствора тампонажным следует считать принудительную турбулизацию потока в заколонном пространстве. Её можно осуществлять, как механически (центраторы, турбулизаторы  и др.), так и гидравлическими способами (ввод жидкости в поток).

                        4.1 Плотность бурового раствора для бурения под кондуктор.                               

     В проектах на строительство скважин предусматривается плотность бурового раствора 1140-1160 кг/м ³.  Если анализировать информацию о бурении скважин, то в абсолютном большинстве случаев указывается, что именно такая плотность была фактически. Однако, проведенные во время цементирования выборочные проверки указали на значительное расхождения фактически данных о плотности бурового раствора с проектными.

    Буровые мастера, технологи высказывают мнение, что при более высокой плотности бурового раствора повышается устойчивость стенок скважины, улучшаются условия спуска обсадных труб.

    Не отрицая того, что повышение плотности раствора улучшает устойчивость ствола, и что, возможно, это является технологической потребностью, хочу указать на необходимость узаконить возможность работы на более тяжелых растворах. И в то же время считаю, что вести цементирования скважины, заполненной  неочищенным раствором, нельзя. Это связываем с тем , что песок, содержащийся в растворе, может выпадать, образуя застойные зоны, которые не удается ликвидировать во время закачки цементного раствора. Поэтому мои рекомендации сводятся к следующему :

1 бурение под кондуктор и спуск кондуктора можно вести с использованием бурового раствора, содержащего песок (плотность до 1300кг/м ³);

2 после спуска колонны следует провести интенсивную промывку с очисткой раствора на виброситах и пескоотделителями;

3 цементирование начинать после получения стабильных параметров бурового       раствора.        

4.2 Цементирование кондукторов с расхаживанием.

Расхаживание колонн одновременно с закачкой тампонажного раствора позволяет разрушить застойные зоны в затрубном пространстве. В ПО Белоруснефть этот метод практически не используется. Причина - недоверие прочностным характеристикам обсадных труб. По предложению БелНИПИнефти на скважинах №40 Дубровская и №66,80 Золотухинская применялось расхаживание во время закачки цементного раствора при цементировании кондуктора. Колонну подвешивали на  «квадрат» и расхаживание производили на длину от 1-1,5 до 8-10 м. На скважине №90 Славянская при цементировании использовались 2 разъединительные пробки, и так как длины штропов не хватало, то расхаживание производили при промывке перед началом цементирования на длину 1.0 - 1,5 м. Считаю, что расхаживание даже на такую маленькую величину, позволило разрушить застойные зоны.