Обсадная-труба-1

Обсаживание и цементирование скважины (адаптировано)

Нефтегаз, Полезности

При заканчивании скважины [completions] очень часто приходится устанавливать обсадную колонну [casing] для предотвращения проникновения флюидов [fluids] внутрь. Чтобы прочно прикрепить обсадную трубу к стенкам скважины [wellbore wall] и обеспечить ее устойчивость [to stabilize the hole], в скважину закачивают цемент.

Обсадная колонна (труба) [сasing]

Обсадную колонну устанавливают [casing must be run into] в скважине [well], если имеются признаки наличия коммерческих количеств углеводородов [hydrocarbons].
Обсадную колонну обычно пропускают сквозь самый нижний продуктивный участок [lowest interval that has potential], затем ее цементируют по стволу [to cement in place].

Обсадная колонна выполняет следующие функции:

сдерживает давление пласта [to contain formation pressings] и предотвращает растрескивание [fracturing] верхней, менее прочной зоны;
• предохраняет скважину от обрушения [caving in];
удерживает добываемые жидкости [to confine production] в стволе скважины;
• служит якорем наземному оборудованию;
• служит якорем газлифтному оборудованию [artificial lift equipment];
• разделяет пласты [formations] и обеспечивает приток только из тех зон, которые определены инженером-нефтяником.

Поскольку обсадная колонна выполняет несколько различных функций, обычно устанавливают более одной колонны обсадных труб [string of casing or pipe]

Колонны делятся на пять категорий:

  1. направляющая труба [conductor pipe];
  2. кондуктор [surface casing];
  3. техническая (промежуточная) обсадная колонна [intermediate casing];
  4. обсадная колонна-хвостовик [liner string];
  5. эксплуатационная обсадная колонна [production casing].
1
Направляющая труба

На некоторых участках из-за состояния почвы на поверхности может потребоваться установка короткой направляющей трубы длиной обычно не более 6—15 м во избежание избыточного обрушения [excessive caving] краев скважины/ Направляющая труба служит также трубопроводом для подъема бурового раствора [drilling fluid] на достаточную высоту над уровнем земли, чтобы вернуть его в амбар [mud pit].
Кроме того, она предотвращает подмыв [washing out] основания вышки [rig’s base]Направляющая труба устанавливается после того, как буровая площадка спрофилирована [to grade] и подготовлена под вышку. Если будут делаться амбары для бурового раствора, они должны быть вырыты. Отверстие под направляющую трубу бурится буром [auger drill], установленным на грузовом автомобиле. Затем труба вводится в скважину, а пространство вокруг нее заливается цементом. На болотах и при морской [offshore] добыче трубу устанавливают с помощью сваебойной машины [pile driver]При бурении с морских платформ диаметр направляющей трубы может составлять 750—1080 мм, а на суше [onshore] диаметр обычно меньше — 400-500 мм.

Кондуктор

Следующая устанавливаемая обсадная колонна называется кондуктором. Она защищает пресноводные пласты [freshwater formations] от загрязнения нефтью, газом или соленой водой из более глубоких продуктивных слоев [producing formations]Поскольку водоносные слои, как правило, встречаются на небольших глубинах [at shallow depths], обычно необходимая высота кондукторной колонны не превышает 600 м. Важная вспомогательная функция кондуктора заключается в подготовке места для размещения противовыбросового устройства (ПВУ) [blowout preventers (BOP)], которое монтируется в процессе бурения, чтобы противостоять ударам или скачкам давления [pressure surges] в стволе скважины [downhole].
После заканчивания скважины ПВУ заменяет добывающий коллектор или фонтанная арматура [production manifold, or christmas tree] (рис. 8.2).

1
Кондуктор следует устанавливать довольно глубоко, чтобы достать до скальных пород [rock formations], которые не будут растрескиваться или разламываться под максимальным ожидаемым весом бурового раствора [maximum expected mud weight] на той глубине, где предполагается установить следующую колонну. Наружный диаметр [outside diameter] кондуктора немного меньше диаметра направляющей трубы. Минимальная глубина обычно составляет 10% от ожидаемой суммарной глубины [total depth (TD)] скважины или 150 м (выбирается большая из этих величин). Когда достигается требуемая глубина, эту колонну цементируют в окружающей направляющей трубе и таким образом фиксируют [to anchor] ее на месте.

Техническая (промежуточная) обсадная колонна

Промежуточная обсадная колонна, хотя она и не всегда устанавливается, предохраняет скважину от потерь бурового раствора [loss of circulation] в пластах неглубокого залегания [shallow formations]При бурении в зонах с пластовым давлением, превышающим норму, или содержащих отложения, склонные к осыпям и обвалам, а также в зонах поглощения бурового раствора [lost-circulation zones] может потребоваться установка обсадной колонны для минимизации риска перед более глубоким бурением. Для этого служит промежуточная обсадная колонна. Строго говоря, она не нужна для правильного функционирования скважины, так что это скорее часть операции бурения [drilling operation], чем заканчивания скважины [completion operation]Промежуточные обсадные колонны подвешиваются [to suspend] и герметизируются [to seal] на поверхности на подвеске обсадной колонны [casing hanger]Нижняя часть заполняется цементом, циркулирующим вниз, вокруг забойной зоны скважины, и вверх, сквозь те пласты, где он нужен.

Обсадная колонна-хвостовик

В отличие от обсадной трубы, проходящей с поверхности до заданной глубины и перекрывающейся [to overlap] с предыдущей обсадной трубой, труба-хвостовик проходит только от конца предыдущей колонны до дна открытой скважины. Колонны-хвостовики подвешиваются с предыдущей колонны на подвеске [hanger]Они часто цементируются по всему стволу, но могут быть и подвешены в скважине без цементирования. Преимущество использования колонны-хвостовика заключается в том, что не нужно пропускать обсадную трубу до самой поверхности. Обсадные колонны стоят дорого, поэтому, используя меньшее число таких колонн, можно заметно сократить расходы. Иногда колонны-хвостовики устанавливаются в скважине в качестве защитных обсадных труб [protective string], выполняя ту же функцию, что промежуточная колонна.

Эксплуатационная обсадная колонна

Эксплуатационная обсадная колонна известна под названием нефтяной колонны [oil string] или последней колонны [long string]Она отделяет [to isolate] нефть и/или газ от нежелательных флюидов продуктивного пласта [producing formation] и от других зон, через которые проходит [to penetrated] ствол скважины. Эта обсадная труба служит также защитным кожухом [protective housing] для насосно-компрессорной колонны [tubing] и другого оборудования, используемого в скважине. Эксплуатационная обсадная колонна — последнее звено обсадной колонны, вводимое в скважину.
Это непрерывная труба [continuous length of pipe], идущая от поверхности до продуктивных пластов.

ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ [CASING ACCESSORIES]

При введении обсадной колонны в скважину используется много инструментов и приспособлений (рис. 8.3).

1

Направляющий башмак [Guide Shoes]

Направляющий башмак представляет собой тяжелый тупой предмет, располагаемый на нижней части обсадной трубы, который предотвращает деформацию нижнего конца трубы. Направляющий башмак имеет закругленный нос [rounded nose], чтобы направлять обсадную трубу сквозь или мимо любых препятствий, которые могут встретиться в скважине. Он также снабжен цементировочной муфтой [cement collar] внутри основания, которая помогает закреплению [to bond] цемента на обсадной колонне. Его внутренний диаметр меньше, чем диаметр обсадной колонны, чтобы ограничить подъем бурового раствора в колонну, а также обеспечить некоторую плавучесть [flotation].

Муфта с обратным клапаном [Float Collars]

Муфта с обратным клапаном представляет собой многоцелевое приспособление, позволяющее опускать обсадные трубы в ствол скважины. Обратный клапан [back-pressure valve] запирается за счет давления снаружи столба флюида [fluid column]Этот клапан предотвращает попадание жидкости в процессе погружения обсадной трубы в скважину. Он также служит запорным клапаном [check valve], не позволяющим цементу стекать [to back-flow] обратно после закачивания вверх по кольцевому зазору [annulus] снаружи колонны труб. Это приспособление важно, так как плотность жидкого цементного раствора [slurry] всегда выше плотности бурового раствора. Кроме того, обратный клапан также предупреждает прорыв [blowout] по обсадной колонне, если в ходе цементирования произойдет выброс. Это средство безопасности очень важно, когда пласты высокого давления выходят в открытую скважину. Муфта с обратным клапаном может служить для остановки верхней цементировочной пробки [top cement plug] при вытеснении цементного раствора. Преимущество такого варианта состоит в том, что известное количество цементного раствора останется внутри обсадной колонны между муфтой и башмаком. Если циркуляция цементного раствора происходит внутри обсадной колонны, цемент хорошего качества заполняет кольцевое пространство [annular space] выше башмака колонны. Это позволяет некоторому количеству цементного раствора оставаться внутри колонны труб у башмака и дает разработчику месторождения [operator] чувство уверенности, что в этой точке снаружи обсадной колонны оказался высококачественный цемент.

Центраторы и скребки [centralizers and scratchers]

Центраторы и скребки присоединяются к обсадной колонне для облегчения цементирования. Центраторы представляют собой неподвижные пружины [still springs], держащие трубу в центре скважины, и не контактируют с ее стволом. Это гарантирует правильность распределения цемента вокруг трубы. Скребки представляют собой механические приспособления с проволочными пальцами [wire fingers], присоединенными к трубе вместе с центраторами. Скребки обдирают [to abrade] ствол скважины при возвратно-поступательных или вращательных [reciprocating or rotating] движениях обсадной колонны. Это позволяет удалять глинистую корку [mud cake]слой бурового раствора [coating of drilling fluid] и обломков выбуренной породы [drilling particles], откладывающиеся на стенках. К такой поверхности цемент прилипает лучше.

1

Устье скважины [wellhead]

Устье скважины — соединение обсадной трубы с противовыбросовым устройством или с фонтанной арматурой. Это несъемное устройство [permanent fixture], которое крепится болтами или приваривается к направляющей трубе или кондуктору. Устье скважины располагается в устьевой шахте [cellars of land wells] в случае скважин на суше или на устьевой палубе домкратных [cellar deck of jack up] или других морских платформенных бурильных установок. Баржи [barges], полупогружные суда и буровые суда [drillships] устанавливают устья скважин на морском дне. Кондукторная обсадная труба почти всегда приваривается к устью скважины. Последующие обсадные колонны вставляются внутрь кожуха устья скважины и поддерживаются подвеской обсадной колонны, которая запирает и герметизирует внутренность кожуха. Защитные втулки [wear bushings] или протекторы бура [bore protectors] защищают уплотняемую поверхность при прохождении бура через устье скважины.

КЛАССИФИКАЦИЯ ЦЕМЕНТОВ

В результате исследований, направленных на поиск гидравлического цемента, который мог бы использоваться под водой, ученые обнаружили, что известковый раствор из загрязненных известняков [limes produced from impure limestones] превосходит по свойствам растворы из чистых известняков. На основании этого открытия проводился обжиг смесей известковых и глиноземистых материалов [burning blends of calcareous and argillaceous materials]. Так был разработан запатентованный процесс получения материала, известного под названием портландцемент [Portland cement] и напоминающего бетон, производимый на острове Портланд у берегов Англии. Портландцементы, используемые для цементирования нефтяных скважин, характеризуются классом по АРI. Нормальным градиентом температур по АРI считается 1,5°F на 100 фут. (0,8°С на 30 м) глубины.

ДОБАВКИ К ЦЕМЕНТУ [CEMENT ADDITIVES]

Большая часть работ по цементированию скважин [cementing jobs] выполняется с использованием заранее подготовленных систем силосов [bulk systems], а не перетаскиванием вручную мешков с цементом. Системы с силосами позволяют рабочим готовить и поставлять смеси, специально предназначенные для любых конкретных условий скважины. Это достигается введением добавок в цементы классов А, В, О или Н по АРI. Одни добавки замедляют [a retarder], а другие ускоряют [an accelerator] схватывание цементного раствора [cement setting times]Различные добавки могут также выполнять следующие функции: сокращать плотность раствора; увеличивать объем раствора; увеличивать время загустевания [thickening time] и связанное с ним время схватывания; сокращать время ожидания затвердевания цементного раствора [waiting-on-cement (WOC) time] и увеличивать начальную прочность [early strength]снижать водопотери; предотвращать преждевременное обезвоживание [premature dehydration]повышать плотность раствора для противодействия [to restrain] давлению. Цементы для направляющей трубы и кондуктора находятся при более низких температурах и нуждаются в ускорителе [accelerator], способствующем схватыванию цемента и сокращающем чрезмерное время затвердевания [excessive waiting time]Для глубоких скважин замедлители схватывания увеличивают диапазон перекачиваемости [pumpability] цемента.
Основным фактором, управляющим использованием дополнительных замедлителей, является температура забойной зоны [bottomhole]По мере повышения температуры реакция между цементом и водой ускоряется. Это сокращает время загустевания цемента и снижает перекачиваемость. Некоторое влияние оказывает давление, но повышение температуры на каких-то 10°С может означать переход от успешного к безуспешному проведению цементирования. Облегчающие добавки [lightweight additives] снижают плотность раствора. Утяжеляющие добавки [heavyweight additives] применяются, когда ожидаются ненормально высокие давления. Потери бурового раствора [lost circulation] — обычное осложнение при бурении, но эта же проблема может возникнуть и при цементировании. Поэтому может оказаться необходимым использовать цементы, содержащие добавки для борьбы с поглощением [lost-circulation additives].
Замешивание добавок для низкой водоотдачи [low-water-loss additives] в цементы для нефтяных скважин для снижения скорости фильтрации аналогично технологиям, применяемым в случае буровых растворов. Добавки для снижения потерь флюида [fluid-loss additives] иногда используют в цементировании выдавливанием [squeeze cementing] и в цементировании высоких колонн [high-column cementing], например глубоко расположенных колонн-хвостовиков. В отличие от практики закачивания буровых растворов, для достижения более полного вымывания [flushing] глины из кольцевого зазора поток цемента должен быть турбулентным. Цементные растворы более низкой вязкости переходят в турбулентный режим потока при более низких скоростях закачки. Это сокращает скорости циркуляции и дает возможность подачи турбулентного потока цемента при давлении ниже давления разрушения пласта [formation breakdown pressure]Добавки для снижения трения [friction-reducing additives] помогают переходу в турбулентный режим на меньших скоростях вытеснения. Цементы, насыщенные солями [salt-saturated cements], были разработаны для цементирования засоленных участков, так как пресная вода не дает хорошего связывания с засоленными
породами. Вода из цементного раствора смывает или растворяет соль на границе раздела фаз, что мешает эффективному прилипанию [effective bond]Соленые цементные растворы [salt slurries] также помогают предохранить участки сланцевых отложений [shale sections], чувствительные к пресной воде.

ПАРАМЕТРЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ [CEMENTING CONSIDERATIONS]

Плотность цементных растворов для нефтяных скважин составляет 1,3—2,6 г/см3. Она зависит от количества воды и от наличия добавок, а также от загрязнения раствора буровой жидкостью или другим посторонним веществом. Плотность цементного раствора обычно контролируется с помощью измерения плотности цемента, проходящего через емкость со стандартными рычажными весами [mixing tub with a standard mud balance], которые также используются для буровых растворов. Объем цемента, необходимый для данной операции по цементированию, определяется расчетными объемами [calculated volumes], опытом добычи нефти [field experience] и требованиями регулятивных органов [regulatory requirements]При отсутствии опыта объем, рассчитанный на основании кабельного снятия кавернограммы [wireline caliper survey] или оцененный из измерений буровым долотом [bit], следует увеличить в 1,5 раза. При схватывании цемента его температура значительно повышается. Это явление может быть использовано для точного определения местоположения верхнего края цемента (рис. 8.6).

1

Как только цемент начинает затвердевать, в скважину опускают записывающий термометр [recording thermometer] и регистрируют температурную каротажную диаграмму [temperature log]Слой от верхнего края цемента до забоя скважины будет иметь значительно более высокую температуру, чем область над цементом. Такая каротажная диаграмма также позволяет оценить качество связывания между обсадной колонной и стволом скважины. Плохое качество связывания проявляется как наличие температурных изменений, не соответствующих нормальному градиенту. Более сложным инструментом для той же цели является каротаж качества связи цемента [cement bond log (CBL)], который основан на обнаружении уменьшения интенсивности акустического сигнала [diminished strength of acoustic signals]При этом можно оценить качество прикрепления цемента как к обсадной колонне, так и к окружающей породе. Каротажная диаграмма данного вида требует квалифицированной расшифровки. При благоприятных условиях можно узнать даже прочность цемента на сжатие [compressive strength]После установления, цементирования и перфорирования [to perforate] колонны, а также после проведения необходимых процедур по стимулированию [to stimulate] пласта скважину оборудуют для добычи нефти.