Анализ практики крепления разведочных скважин на ЮТЗ

СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
SIBERJAH FEDERAL UniVERSITY
В. Ф. Черныш
ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН
ОБРАТНОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
Монография


Министерство образования и науки Российской Федерации
Сибирский федеральный университет
В. Ф. Черныш
ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН
ОБРАТНОЙ ЦИРКУЛЯЦИЕЙ
Монография
Красноярск
СФУ
2016

УДК 622.245.42
ББК 33.131.041-51
Ч-497
      Рецензенты:
      В. В. Нескоромных, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Технология и техника разведки МПИ» Сибирского федерального университета;
      Я. М. Курбанов, доктор технических наук, профессор, директор ЗападноСибирского научно-исследовательского и проектного института технологий глубокого бурения (ЗапСибБурНИПИ), г. Тюмень
Черныш, В. Ф.
Ч-497	Технология цементирования обсадных колонн обратной цирку
ляцией : монография / В. Ф. Черныш. - Красноярск : Сиб. федер. ун-т, 2016. - 164 с.
   ISBN 978-5-7638-3442-0
    В монографии приведен обширный фактический материал по цементи-
рованию способом обратной циркуляцией из отечественного и зарубежного
опыта и собственной практики автора. Показан ряд особенностей данного
способа. Даны рекомендации и технические решения, направленные на со-
вершенствование и расширение области применения способа обратного це-
ментирования.
    Предназначена для студентов, молодых ученых и инженеров-
технологов.
Электронный вариант издания см.:	УДК 622.245.42
      http://catalog.sfu-kras.ru	ББК 33.131.041-51
ISBN 978-5-7638-3442-0
    © Сибирский федеральный университет, 2016


ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение 	 4
1. Опыт цементирования обратной циркуляцией	6
2. Постановка задач	19
3. О методе исследований обратного цементирования	22
4. Исследования и развитие способа обратного цементирования	30
4.1. Транспортный путь тампонажного раствора	30
4.2. Гидродинамическое давление на забой скважины	31
4.3. Прогрев тампонажного раствора	34
4.4. Энергоёмкость способов цементирования	42
4.5. Эффект свободного «полёта» тампонажного раствора на стадии безнапорного движения 	 46
4.6. Полнота замещения бурового раствора тампонажным 	 47
4.7. Адгезионные свойства тампонажного раствора	66
4.8. Роль вязкости тампонажного раствора	69
5. Выбор объекта и его подготовка	71
6. Режим цементирования 	 77
7. Методы контроля 	 91
7.1. Объёмный метод	92
7.2. Метод «меченой» жидкости	93
7.3. Радиоактивный метод	96
7.4. Метод резистивеметрии	97
7.5. Метод гидростатического давления	98
7.6. Метод применения управляющих и запорных устройств	98
8. Специальные способы цементирования	112
8.1. Схема комбинированного цементирования	112
8.2. Цементирование на «равновесии»	116
8.3. Технология цементирования с УЦК	118
9. Заключительные работы	134
10. Анализ практики крепления разведочных скважин на ЮТЗ	135
Заключение	149
Список литературы	152
3

Введение
     Цементирование обсадной колонны в скважине - одна из самых сложных технологических операций во всем цикле её строительства.
ТЛ	W	W
В то же время оно является одной из важнейших и ответственных операций, так как завершает главные этапы по сооружению скважины. От детальной проработки плана этой технологической операции, учитывающего все факторы, влияющие на качество цементирования, а также от тщательного выполнения этого плана во многом зависит дальнейшая судьба скважины.
     В течение всего времени развития нефтяной промышленности применение цементирования предполагало решение всё новых сложных задач. Увеличивалась глубина скважин, росло многообразие горно-технологических условий; крайних пределов достигали дебиты скважин и пластовые давления. Возникновением новых задач сопровождается выход с нефтегазопоисковым и эксплуатационным бурением в труднодоступные районы и территории с жесткими климатическими условиями.
     В настоящее время преобладающим способом цементирования обсадных колонн является так называемый прямой способ. Иногда инженеры обращались к обратному способу цементирования, который привлекает своей простотой и некоторыми явными преимуществами. За последние годы этот способ стал более разработанным, а в некоторых случаях - единственно возможным. Как любой способ, он имеет ограниченную область применения. Возникающие ошибки в выборе объекта применения обратной циркуляции и недостатки в практической реализации технологии, приводящие к недостаточному уровню качества цементирования, возвращали к применению хорошо освоенного, хотя, возможно, и еще менее эффективного прямого способа.
     В технологии цементирования имеет место явный и трудно объяснимый парадокс: чтобы зацементировать обсадную колонну на всем интервале её затрубного пространства, тампонажный раствор
4

путем применения большого количества дорогой и сложной техники, требующейся для обеспечения больших расходов и давлений, прокачивают с устья через колонну до забоя и вновь возвращают на устье, тогда как обратной циркуляцией эту операцию можно выполнить в два раза быстрее и весьма ограниченным количеством технических средств.
     Мысль об этом техническом парадоксе у автора настоящей работы возникла давно. В своей практике автор применял этот способ работы с 1966 г., когда обратным способом не очень успешно была зацементирована промежуточная колонна в скважине - первооткры- вательнице таймырского газа на Мессояхском месторождении. В последующем с различной степенью успешности этот способ применялся нами на многих других разведочных площадях. Для повышения его надежности был изучен опыт других инженеров и зарубежный опыт.
     У способа цементирования обратной циркуляцией со временем обнаруживалось всё больше преимуществ перед прямым способом, всё больше специалистов стали заниматься его разработкой. Это привело к появлению множества технических решений. Например, только в области контроля появилось около сотни различных технических решений, на которые выданы патенты.
     Список патентной литературы в области обратного цементирования размещен в настоящей книге исключительно в хронологическом порядке. Это делает возможным проследить темп и характер развития рассматриваемого способа цементирования и увлечь читателя, пригласить его к техническому творчеству, ибо крупные технические решения появляются при большом количестве участников.
     Автор выражает искреннюю благодарность своим коллегам и друзьям, ветеранам геолого-разведочных работ в Красноярском крае, заслуженному геологу РФ, инженеру Е. А. Гершкарону и инженеру В. В. Шокалюку, сотрудникам Красноярского научно-исследовательского и проектного института нефти, за многочисленные замечания и предложения, которые были учтены при редактировании монографии.
5

1. Опыт цементирования
обратной циркуляцией
     История создания и развития обратного способа цементирования насчитывает много десяков лет. Его возраст сопоставим с возрастом нефтяной промышленности. Первый промышленный опыт обратного цементирования относится к 1920-м гг. Этот способ был применен по предложению инженера Кринского в Баку. Способ первоначально нашел некоторое распространение, пока глубина скважин была недостаточно большой, а диаметры обсадных колонн, наоборот, большими. Сигналом окончания процесса цементирования являлось понижение конечного давления на цементировочной головке в момент выхода тампонажного раствора в башмак обсадной колонны. Однако с ростом глубин скважин и уменьшением диаметров обсадных колонн изменение давления в конце цементирования явилось неубедительным фактором для принятия решения об окончании цементирования. Внутри обсадных колонн стали оставаться большие цементные стаканы.
     Так, на смену широко применявшегося обратного способа цементирования пришел известный прямой, авторство которого относят Перкинсу.
     Одна из первых публикаций об обратном способе цементирования появилась в 1940 г. - книга М. А. Завацкого «Крепление нефтяных скважин» [31]. Эта первая публикация заслуживает того, чтобы процитировать ту её часть, которая посвящена обратному способу цементирования:
     «обратная цементировка
     Под названием обратной цементировки известен вид её, когда цементный раствор заливается в затрубное пространство непосредственно сверху и проталкивается на любую глубину своим собственным весом.
     Практически это осуществляется следующим образом. После спуска колонны в скважину, в процессе промывки её вместо глини
6

стого раствора в колонну накачивают воду и ею выдавливают глинистый раствор за колонну. Давление насоса, отмеченное манометром на головке колонны, начинает расти, и когда оно поднимается на 8-10 атмосфер против нормального давления, бывшего до начала закачивания в колонну воды, закачку последней прекращают, закрывают выкидной кран на головке и скважина считается подготовленной к закачке цемента. При этом виде цементировки вокруг колонны устанавливается специальная обшивка из досок в виде плотного ящика, куда сверху и качается цементный раствор. Начав закачку цементного раствора, одновременно приоткрывают кран на головке колонны, дают выход для жидкости, что вызывает в скважине обратную циркуляцию: глинистый раствор из затрубного пространства поступает в колонну, а затрубное пространство сверху заполняется непрерывно поступающим цементным раствором.
     Скорость циркуляции, а следовательно, и скорость цементировки регулируется степенью открытия крана на головке и может быть доведена до большей величины.
     Когда залито расчетное количество цемента, вслед за ним за колонну продолжают качать глинистый раствор.
     В начале закачки цемента давление на головке колонны снижается (при одной и той же величине открытия крана), затем оно начинает расти и вследствие того, что за колонной глинистый раствор заменяется более тяжелым цементным раствором, достигает максимальной величины, когда залито за трубами все расчетное количество цемента; на этой величине давление держится, пока цемент не начнет поступать через башмак в колонну. После этого давление на головке начинает снижаться, чем и определяется момент окончания цементировки.
     Слабой стороной данного вида цементировки является затруднительность определения конца операции. Имеется один только признак, по которому можно судить о конце операции цементировки, это характер изменения давления на головке колонны.
     Положительной стороной цементировки является возможность заполнения затрубного пространства цементным раствором на большую высоту без применения высоких давлений...»
     В этом отрывке из книги М. А. Завацкого сказано практически всё самое главное об обратном способе цементирования: отмечены и сущность, и преимущества, и недостатки, имеющие место и в современной технологии. Однако недостатки были столь существенны, что после опыта 20-х гг. обратный способ прекратили применять
7

до 60-х гг. А преимущества обратного способа перед прямым всё же остаются столь велики, что к нему вернулись в 60-х гг. прошлого века и продолжают применять и совершенствовать до сегодняшнего дня.
     Проблемы, стоящие перед технологией обратного способа цементирования, оказались так сложны, что данные М. А. Завацким оценки не потеряли своей значимости и в настоящее время.
     В нашей работе мы попытаемся сделать обзор практического опыта применения обратного способа цементирования, использовав наиболее информативные источники опубликованной литературы по этому вопросу. Список этой литературы приведен в конце книги.
     В большинстве случаев практического применения обратной циркуляции при цементировании обсадных колонн пластовые давления как продуктивных, так и непродуктивных пластов были значительно ниже, чем фактические давления, возникавшие при цементировании прямой циркуляцией. Обратная циркуляция применялась с целью снизить избыточное давление во время цементирования на пласты во вскрытой толще. Имеется в виду вся сумма давлений: статического столба растворов, находящихся в затрубном пространстве в конце цементирования, т. е. гидростатического давления, и гидродинамического давления, возникающего вследствие движения жидкостей в том же канале в процессе завершения операции по цементированию. Статическое давление для одних и тех же интервалов цементирования мало зависит от схемы циркуляции. Гидродинамическое давление будет различным в зависимости от направления циркуляции вследствие того, что оно, при прочих равных показателях, применяемых в расчет, зависит от площади сечения канала, по которому осуществляется поток жидкости. Внутритрубная площадь сечения большинства обсадных колонн значительно превосходит площадь сечения заколонного пространства. Поэтому вся сумма давлений, взятая относительно забоя при цементировании прямой циркуляцией, больше, чем при обратной циркуляци, о чем подробнее будет сказано ниже.
     Именно этим руководствовались при выборе способа цементирования на месторождении Хасси-Мессауд в Алжире [101]. К цементированию методом обратной циркуляции здесь вынуждены были прибегнуть в связи с тем, что обычная технология в сложных условиях месторождения не давала положительного результата. Одна из трудностей сводилась к следующему: интервал 3200-3350 м является фундаментом триасовых отложений из красных пластинчатых сланцев, имеющих весьма пониженную прочность. Красные пластинчатые сланцы не могут противостоять давлению, создаваемому тяжелым
8

буровым раствором, и поглощают его. Их можно зацементировать, но это очень сложная и дорогая операция, не всегда дающая нужный эффект.
     Особенности геологического строения разреза приводили к тому, что цементирование 178 мм эксплуатационной колонны, спускаемой на глубину 3350 м и перекрывающей открытый ствол в интервале 2300-3350 м, не давало положительного эффекта. Зацементированными оказывались только красные триасовые сланцы, остальная часть колонны была незакрепленной и подвергалась коррозии пластовыми водами и возможности коллапса высокого давления против зоны хлор-кальциевых вод. Для получения высокого качества требовалось выполнить условие - обеспечить турбулентный поток жидкостей во время цементирования, что считалось необходимым для наиболее полного вытеснения бурового раствора из затрубного пространства. При использовании повышенной плотности тампонажного раствора и прокачивании его в турбулентном режиме прямой циркуляцией, на слабые сланцевые породы создается еще большее давление, приводящее к поглощению тампонажного раствора.
     Этих трудностей удалось избежать, применив обратную циркуляцию при цементировании.
     По нескольким результатам цементировок было установлено, что только закачкой тампонажного раствора на скоростях, превышающих образование турбулентного потока, удается сократить зону смешения бурового и тампонажного растворов. Хороший результат по этому способу можно получить, обеспечив непрерывный процесс закачки тампонажного раствора в затрубное пространство.
     В результате применения обратной циркуляции была достигнута основная цель - снижено избыточное давление (гидродинамическое) на слабые породы на глубине 3300 м (табл. 1).
     Приведенные данные по цементированию скважин №№ 33, 37, 77 способом обратной циркуляции и скважины № 73 способом прямой циркуляции говорят в пользу первого способа, так как значительно снижается гидродинамическое давление на призабойную зону. Кроме того, сокращается время цементирования; процесс осуществляется просто.
     Из опыта цементирования на месторождении Северный Хасси- Мессауд следует, что тщательный учет геолого-технических условий дает положительный эффект при выборе способа цементирования, что разработка вопросов режима цементирования является важным звеном во всей технологии. Этот опыт свидетельствует о том, что в
9


арсенале зарубежных фирм также нет простых и надежных методов контроля за процессом цементирования обратной циркуляцией и что это ограничивает распространение способа.
Таблица 1
Параметры при цементировании скважины
Расход, л/с
Полное давление на насосах, кгс/см2
Давление в затрубном пространстве, кгс/см2
Давление в трубах, кгс/см2
Величина снижения гидродинамического давления на слабые породы, кгс/см2
10,9
38,8
30,0
8,8
21,2
13,6
48,1
38,0
10,1
27,9
17,1
61,5
47,8
13,7
34,1
22,0
84,4
66,8
17,6
49,2
23,8
108,5
85,0
23,5
61,5
27,2
130,5
100,0
30,5
69,5
30,3
169,0
130,0
39,0
91,0
     Планируя применение обратной циркуляции, зарубежные специалисты исходили из того, что высокая степень замещения бурового раствора тампонажным обеспечивается при турбулентном режиме потока в затрубном пространстве независимо от направления циркуляции. И практика цементирования подтвердила это положение.
     С 1960 г. в опытном порядке, а затем в больших объемах цементирование обсадных колонн способом обратной циркуляции осуществлялось на месторождении Хаян-Корт [16]. Цементированию этим способом подвергались главным образом промежуточные колонны диаметром 168, 219, 245, 324 мм. Месторождение характеризуется сложными геологическими условиями бурения и крепления скважин. В большей части разреза бурить можно было только при строго нормированной плотности глинистого раствора, незначительные колебания которой вызывали или поглощение раствора, или газонефтепро- явления. Обратная циркуляция применялась во избежание создания больших избыточных давлений на пласты. Наиболее надежным способом контроля за движением тампонажного раствора в затрубном пространстве на первом этапе освоения этой технологии цементирования был признан способ активирования первых порций цементного раствора изотопами.
     При цементировании скважин (например, № 37) способом обратной циркуляции отмечена одна особенность: несмотря на использование растворов различной плотности (плотности глинистого и
10

тампонажного растворов равнялись соответственно 1760 и 2000 кг/м ) давление в колонне 168 мм равнялось нулю в течение всего времени ОЗЦ. Такое явление наблюдалось и в других скважинах [21].
     Цементирование способом обратной циркуляции применялось на других скважинах месторождения и на других площадях этого региона (Серноводской, Североставропольской, Палагнадинской).
     Несмотря на положительные результаты, в связи с отсутствием надежного способа контроля за процессом и неразработанностью режима цементирования, на основе анализа опыта на месторождении Хаян-Корт сделан вывод о нецелесообразности распространения этого способа на другие районы до отработки отдельных его звеньев [69].
     Удачным выбором объекта для применения обратной циркуляции может служить опыт Армавирского УБР, которое на Николаевской площади при цементировании эксплуатационных колонн диаметром 146 мм использовало обратную циркуляцию. К этому способу здесь вынуждены были прибегнуть вследствие того, что продуктивные горизонты имеют очень низкое пластовое давление. Вскрытие их при бурении осуществлялось с промывкой аэрированным раствором [59]. Главная цель, которая достигалась применением обратной циркуляции, заключалась в ограничении давления столба тампонажного раствора на продуктивные пласты во избежание поглощения. Эта цель была достигнута при цементировании скважин №№ 33, 38, 50. Скважины имели глубину всего 540-630 м при глубине спуска кондуктора 135-140 м. Вследствие малой глубины скважин здесь успешно была реализована технология цементирования, разработанная в ВНИИКРнефти и состоящая в следующем: перепуск некоторого количества тампонажного раствора внутрь колонны и удаление его путем промывки специально спущенными для этой цели внутрь цементируемой колонны промывочными трубками. В этой технологии была реализована идея, выраженная инженером Шебелинской конторы бурения Сандулом в 1952 г. [67] и реализованная в а. с. № 571584.
     Опыт цементирования на Николаевской площади подтверждает, что оно может быть успешным только в том случае, если правильно выбрана область применения обратной циркуляции и разработаны другие звенья технологии. Результаты этого опыта могут быть распространены и на более глубокие скважины, однако границы применимости должны быть четко выражены количественными критериями.
     С целью уменьшения избыточного давления на пласты в приза-
Vy	Vy	Vy	vy
бойной зоне цементирование обсадных колонн обратной циркуляцией
11

применялось на Ромашкинском месторождении. К этому способу здесь обратились в связи с тем, что колонны как эксплуатационных, так и нагнетательных скважин, цементировавшиеся по способу прямой циркуляции, не удалось зацементировать на всю высоту из-за наличия поглощающих и проявляющих пластов в верхней части разреза. Поэтому в процессе работы скважин колонны подвергаются активной коррозии и часто нуждаются в капитальном ремонте. Применение способа обратной циркуляции позволило здесь повысить качество крепления скважин и увеличить межремонтный период их работы.
     Применение способа обратной циркуляции при цементировании позволяет преодолевать некоторые осложнения, возникающие при прямой циркуляции. Так, в Октябрьском УБР применили известный комбинированный способ, согласно которому первоначально прямой циркуляцией цементируется нижняя часть колонны, а затем - верхняя часть с принудительным вызовом поглощения. Здесь использовали две специальные фонарь-манжеты, применяющиеся при манжетной заливке, реконструированные применительно к обратной циркуляции. Таким путем зацементировано пять скважин на Михайловском месторождении (№№ 993, 976, 988, 888, 773). Качество цементировок признано удовлетворительным.
     Этот новый способ цементирования впервые был использован в Красноярском крае на Мессояхском месторождении в 1966 г. [27, 80]. Появившись как разновидность обратного способа, прямой способ широко применяется самостоятельно в настоящее время.
     Впервые в практике буровых работ в массовом количестве цементирование способом обратной циркуляции было применено по предложению инженеров Шебелинской конторы бурения на Шебелин- ском газовом месторождении [67]. Применением этого способа ставили задачу предупреждения затрубных газопроявлений, которые в период ОЗЦ на этом месторождении приняли массовый характер. В то время не было найдено научно обоснованного объяснения этому явлению. Предполагалось, что газопроявлениям и газовым выбросам в период ОЗЦ способствует принятый способ цементирования, когда там- понажный раствор закачивается в обсадную колонну, продавливается до башмака и, поднимаясь вверх по затрубному пространству, насыщается газом, вытесняемым из продуктивного пласта под некоторым избыточным давлением. Такое объяснение сейчас устарело и не раскрывает действительной причины. Снижение статического давления столба тампонажного раствора в период ОЗЦ происходит вследствие «зависания» и контракции тампонажного раствора в период фазового
12

перехода [11, 61, 71]. Контракция при полной гидратации раствора может достигать 25 см /100 г. Поэтому только изменением направления движения тампонажного раствора за цементируемой колонной нельзя исключить возможность затрубных проявлений или выбросов без выполнения других технологических мероприятий [13, 63].
     С целью изучения возможностей, связанных с цементированием колонн способом обратной циркуляции, Н. П. Решетниковым проведена серия лабораторных экспериментов. Было доказано, что путь движения пластового газа по скважине в процессе циркуляции жидкости зависит от способа подачи жидкости в скважину - в трубы или по затрубному пространству; от разности давления пластового газа, противодавления циркулирующего потока жидкости; от реологической характеристики движущейся жидкости.
     Далее Н. П. Решетников пришел к ошибочным выводам, утверждая, что только восходящим направлением движения тампонажного раствора можно объяснить возникновение затрубных газовых проявлений.
     С целью предупреждения газовых проявлений и газовых выбросов в период ОЗЦ на Шебелинском газовом месторождении проведены пробные цементировки эксплуатационных колонн в трех скважинах: №№ 137, 142, 143. Цементирование скважин проводилось с герметизацией затрубного пространства превентором с применением активированных пачек циркулирующих жидкостей: перед закрытием превентора в затрубное пространство засыпалась целлофановая крошка, следом закачивался объем глинистого раствора, соответсвующий внутреннему расчетному объему колонны, далее закачивался тампонажный раствор. Закачка тампонажного раствора прекращалась в момент выхода целлофановой крошки на поверхность с глинистым раствором.
     В дальнейшем способом обратной циркуляции было зацементировано 13 эксплуатационных колонн в газовых скважинах. Четыре операции оказались неудачными [68]. При применении прямого способа цементирования почти во всех случаях возникали затрубные газопроявления. Успешность цементирования обратной циркуляцией в значительной мере обеспечивалась тщательной подготовкой и точностью выполнения операций. Опыт Шебелинской конторы бурения показал, что предотвратить затрубное газопроявление только обратной циркуляцией не представляется вероятным, так как невозможно таким путем исключить эффект контракции в тампонажном растворе в период его твердения и каналообразование в кольцевом пространстве, являющееся главной причиной прорыва газа на поверхность.
13

     Примером неудачного выбора объекта и цели для применения обратной циркуляции при цементировании является практика Новосибирского геологоуправления. Здесь на разведочных площадях провели несколько цементирований обсадных колонн обратной циркуляцией с целью совершенствования технологии применительно к разведочным условиям строительства скважин. Эти условия характеризовались удаленностью разведочных скважин друг от друга и от баз экспедиций и, следовательно, отсутствием возможности маневра
vy	Vy	Vy	1	Г	^	vy
специальной цементировочной техникой. Применением обратной циркуляции предполагалось получить высокий технологический эффект [35, 36]. Здесь использовался так называемый безагрегатный способ, который сводится к тому, что перед началом цементирования в трубы закачивается вода. В связи с вытеснением глинистого раствора возникает разность давлений столбов жидкостей в трубах и за трубами (вспомним М. А. Завацкого). Величина столба в колонне должна быть такой, чтобы в процессе всего цементирования разность давлений была бы не меньше 1 МПа, требующегося для нормальной работы гидроворонки. Расчетом определяется также количество воды, которое потребуется для затворения тампонажного раствора. Созданный таким образом напор на цементировочной головке колонны используется как источник энергии и воды для её подачи на гидроворонку. Из гидроворонки тампонажный раствор подавался к буровым насосам, которыми его закачивали в затрубное пространство. Затрубное пространство изолировалось плашками превентора. Таким способом была зацементирована, например, скважина № 62 на Северо-Сосвинской площади. В ствол скважины диаметром 190 мм была спущена эксплуатационная колонна диаметром 114 мм на глубину 1885 м. Герметизация затрубного пространства достигалась с помощью превенторов.
     Опыт Новосибирского геологоуправления по применению обратной циркуляции для цементирования обсадных колонн в разведочных нефтяных и газовых скважинах отрицателен: из описанных в [34] четырех операций три операции привели к отрицательным результатам - оголению башмака или оставлению в колонне больших количеств тампонажного раствора. Отрицательные результаты объясняются в первую очередь неправильным выбором объекта для применения обратной циркуляции. Во всех четырех случаях отмечено поглощение тампонажного раствора и его фильтрата, которое объясняется высокими гидравлическими сопротивлениями потоку внутри обсадной колонны диаметром 114 мм, спускаемой в ствол скважины,
14

пробуренный долотом диаметром 190 мм. Расчеты показывают (см. ниже), что в этом случае сумма гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны выше, чем в затрубном пространстве, и все избыточное давление при цементировании передавалось на стенки скважины и забой. Применяя прямую циркуляцию, избыточное давление на забой от гидравлических сопротивлений потоку при этой конструкции скважины можно уменьшить в 3 раза. Поглощением тампонажного раствора, т. е. уменьшением его объема, и объясняется причина оголения башмаков в трех скважинах. Применяемая здесь оригинальная технология - безагрегатный способ - безусловно заслуживает его дальнейшей разработки и широкого распространения в разведочном бурении. Однако любая схема цементирования должна удовлетворять условиям, обеспечивающим высокий коэффициент замещения бурового раствора тампонажным [1, 3, 10, 14, 15, 18, 19, 29, 30, 39, 60, 73]. Применяя безагрегатный способ, необходимо выполнять его в таком режиме, чтобы обеспечить на определенном этапе цементирования необходимую дифференциальную скорость.
     Наиболее богатый опыт цементирования обсадных колонн обратной циркуляцией накоплен в Красноярском крае. Первый опыт такого цементирования здесь относится к 1966 г. Тогда на Мессояхской площади на скважине № 1 промежуточная колонна 219 мм была спущена в скважину, пробуренную на глубину 1630 м долотом 295 мм, и по нашему предложению зацементирована обратной циркуляцией с закачкой в призабойную зону тампонажного раствора плотностью
1800 кг/м , а в верхнюю часть - цементно-бентонитовой смеси плот-
3
ностью
        1560 кг/м . Для герметизации затрубного пространства использовался превентор с трубными плашками под диаметр 140 мм. Обсадная колонна была подвешена на патрубке такого же диаметра.
     Был применен двойной способ контроля процесса цементирования - объемный и с помощью обратного клапана шарового типа. В качестве поплавка использовался цементный шар плотностью 1600 кг/м , заключенный в резиновую оболочку.
     Закрытие седла клапана поплавковым шаром не зафиксировано. Видимо, шар разрушился обратным потоком ещё при спуске обсадной колонны. Процесс цементирования был прекращен после перепуска некоторого объема тампонажного раствора внутрь колонны.
     Эта скважина стала первооткрывательницей Мессояхского газового месторождения, которым было начато обеспечение дешевым топливом крупнейшего на севере страны Норильского горно-металлургического комбината [74].
15

     Приведем еще несколько примеров применения рассматриваемого метода в Красноярском крае.
     На скважине № 1 Тутончанской площади в интервале 2137-2146 м была вскрыта зона свободного водообмена, характеризовавшаяся кавернозностью, превышающей предел измерения каверномера. Башмак промежуточной колонны 219 мм был установлен на глубине 2160 м. Двукратная попытка зацементировать колонну в интервале 2160-1500 м оказалась безуспешной - тампонажный раствор размывался потоком пластовых вод. Статический уровень держался на глубине 30 м при заполнении скважины пластовой водой плотностью 1284 кг/м . Было решено зацементировать промежуточную колонну способом обратной циркуляции в интервале 1500-2140 м. В затрубное пространство закачали нетекучий глинистый раствор в
33
объеме 66 м плотностью 1120 кг/м . Вслед за глинистым раствором
33
закачали 24 м тампонажного раствора плотностью 1850 кг/м . После закачки тампонажного раствора до момента начала его схватывания осуществляли свободный долив пресной воды расчетного объема в затрубное пространство. После ОЗЦ опрессовкой затрубного пространства подтверждена герметичность цементного кольца и колонна оборудована превенторной установкой. Цементное кольцо определено в интервале 1450-2150 м.
     На скважине № 4 Сухо-Тунгусской площади при забое 838 м и диаметре ствола 295 мм вскрыт газовый горизонт, который необходимо было испытать со снятием всех параметров пласта. Для этого нужно было до кровли пласта спустить колонну 219 мм и зацементировать её до устья. Важным оказалось исключить поступление фильтрата бурового или цементного раствора в газоносный пласт под избыточным давлением. Перед спуском колонны в интервал 770-838 закачана соляро-бентонитовая смесь. Колонну 219 мм спустили до глубины 770 м. Тампонажный раствор плотностью 1800 кг/м3 с добавкой ускорителя схватывания закачали сверху в затрубное пространство со скоростью более 1,6 м/с. Операция затворения, совмещенная с операцией закачки, составляющие весь цикл цементирования, была закончена за 20 мин при одном буровом насосе, которым осуществлялась подача растворов в затрубное пространство. Противодавление на пласт снижено на 1,6 МПа против возможного при цементировании колонны прямой циркуляцией [64, 81, 82].
     На скважине № 1 Куюмбинской площади при цементировании 146 мм эксплуатационной колонны применялся способ обратной циркуляции. Ранее на глубину 2007 м в скважину была спущена 219 мм
16

промежуточная колонна и зацементирована на высоту около 350 м от башмака прямой циркуляцией. Далее долотом 190 мм скважина была углублена до 2526 м. Продуктивные газовые, газо-конденсатные и газо-нефтяные горизонты зафиксированы в интервале 2167-2480 м. В процессе бурения на глубине 2218 м вскрыт поглощающий пласт. Превышение плотности раствора на 10 кг/м против применявшегося 1060 кг/м вызывало поглощение раствора. Эксплуатационную колонну необходимо было спустить на глубину 2120 м и зацементировать до устья. При этом важным оказалось оставить минимальный цементный стакан внутри колонны, так как существовала проблема его раз- буривания перед вторичным вскрытием пластов и их испытанием.
     Для того чтобы не допустить поступления растворов в продуктивные пласты, осуществлены следующие меры: в интервал 2160-2220 м была закачана соляро-бентонитовая смесь плотностью 1240 кг/м , которая, как известно, при проникновении через неё воды становится чрезвычайно высоковязкой и малоподвижной, обладающей минимальной проникающей способностью в проницаемые породы. Над соляро-бентонитовой смесью установлен цементный мост в интервале 2120-2160 м. Для цементирования колонны обратной циркуляцией устье скважины загерметизировано превентором. На колонне был установлен 2" кран регулируемого проходного сечения, через
w	w	w	/Л л//	w		
который вытесняемый буровой раствор через 2,5" буровой шланг поступал в мерную емкость. На высоту 500 м от башмака колонны была зацементирована тампонажным раствором 1800 кг/м . Весь остальной интервал до устья можно было цементировать цементно- бентонитовой смесью плотностью 1540 кг/м . Смесь заготавливалась в глиномешалке и сливалась в приёмы буровых насосов, где перемешивалась двумя гидропушками. Вначале был заготовлен весь расчетный объем цементно-бентонитовой смеси. В конце её приготовления приступили к затворению тампонажного раствора в гидроворонке с ускорителем схватывания и закачке его непосредственно в затрубное пространство через один из выкидов превентора.
     Когда была закончена подача в затрубное пространство тампонажного высокоплотного раствора, приступили без остановки циркуляции к подаче низкоплотной цементно-бентонитовой смеси. Вся операция по цементированию выполнена за 30 мин. Скорость потока растворов в затрубном пространстве составила около 1,8 м/с. Максимальное давление в начальный период цементирования на нагнетательной линии достигало 3 МПа. Противодавления на цементировочной головке не было, а в конце цементирования, за 2 мин до его окон
17


чания, приступили к торможению движения растворов, и давление на головке возросло до 2,5 МПа, а при полном .......................