Наиболее распространенный способ крепления скважин - спуск обсадных колонн и цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины. Число спущенных в скважину обсадных колонн, их размеры, наружный диаметр, диаметр ствола под каждую колонну, местоположение интервалов цементирования определяют понятие конструкции скважины (рис.4). Конструкция должна обеспечивать:

прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

проходку скважины до проектной глубины;

достижение проектных режимов эксплуатации;

максимально полное использование природной энергии для транспортировки нефти и газа;

надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов;

минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

возможность проведения ремонтных работ в скважине.

Диаметр эксплуатационной колонны значительно влияет на стоимость скважины: чем он больше, тем, как правило, выше стоимость. Поэтому стремятся уменьшить этот диаметр. При бурении скважин в верхних слоях

Рис.4. Конструкция скважин: а-с промежуточной колонной; б-с хвостовиком; в-с комбинированной эксплуатационной колонной

(50-400 м) обычно проходят неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения, поэтому такиегоризонты перекрывают и изолируют. Первая обсадная колонна, перекрывающая эти пласты, получила название кондуктор.

После спуска кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины вследствие прохождения новых "осложняющих" горизонтов (так называемые несовместимые условия бурения) или необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации в данной скважине. В таких случаях возникает потребность в дополнительных обсадных колоннах называемых промежуточными (рис.78, а).

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну. Если не существует угрозы возникновения высокого избыточного внутреннего давления, в скважине с целью экономии металла и уменьшения стоимости новой обсадной колонны укрепляют лишь тот участок ствола, который не был перекрыт предыдущей колонной. Такая колонна называется хвостовиком (рис.4, б).

Для решения проблем, связанных с прочностью обсадных труб, применяют так называемую комбинированную эксплуатационную колонну (рис.78, в), у которой диаметр верхней части больше диаметра нижней.

От правильного проведения работ, выполняемых для успешного спуска колонн обсадных труб в скважину, зависит спуск башмака колонны до проектной глубины и качество цементирования. Работы, проводимые для успешного спуска обсадных колонн, можно подразделить на четыре этапа: подготовка обсадных труб и элементов оснастки колонны, подготовка бурового оборудования и инструмента, подготовка ствола скважины, непосредственно спуск колонны.

Подготовка обсадных труб и элементов оснастки заключается в том, что обсадные трубы и их резьбу проверяют на герметичность опрессовкой (обычно в специальном цехе), трубы заблаговременно доставляют на буровую, длину каждой трубы замеряют стальной рулеткой и проверяют на овальность шаблоном, пронумеровывают все трубы в порядке их спуска в скважину. Все сведения (диаметр, толщина стенки, марка стали, завод-изготовитель и т.д.) заносят специальный паспорт крепления скважины.

Одновременно с обсадными трубами доставляют на буровую элементы оснастки обсадной колонны (рис.5) и производят подготовку к спуску. К ним относятся башмачная направляющая пробка (конус), башмачный патрубок, башмак колонны, обратный клапан, упорное кольцо, центрирующие фонари и скребки.

Башмачная направляющая пробка (рис.5, а) служит для направления низа обсадной колонны по стволу скважины. Применяют чугунные пробки, соединяемые резьбой с башмаком или башмачным патрубком, бетонные или деревянные пробки.

Рис.5. Элементы оснастки обсадной колонны: а - оснастка низа обсадной колонны: 1 - направляющая пробка; 2 - башмак; 3 - башмачный патрубок с отверстиями; 4 - обратный клапан; б - обратный клапан: 1 гайка; 2 - шайба; 3 - пружина; 4 - стержень; 5 - седло клапана; 6 - тарелка; 7 - корпус; в - центрирующие фонари: 1 - пружинного типа; 2 жесткого типа; г - радиальные скребки

Башмак обсадной колонны (см. рис.5, а) делают из толстостенного патрубка с резьбой под обсадную колонну. Башмачный патрубок (см. рис.5, а) применяют в случае спуска обсадной колонны до забоя скважины, чтобы иметь возможность прокачать тампонажный раствор в затрубное пространство. Его изготовляют из толстостенной обсадной трубы. Нижний конец патрубка имеет резьбу под башмак, а верхний - под муфту обсадной трубы.

Обратный клапан (рис.5, б) препятствует обратному движению тампонажного раствора после окончания цементирования и не позволяет проникать вовнутрь колонны жидкости из скважины. Наиболее прост по конструкции тарельчатый клапан. Он состоит из седла, дискового клапана с направляющим штоком и пружины. Дисковой клапан притирают к седлу для обеспечения герметичности.

Упорное кольцо (стоп-кольцо) служит для остановки цементировочных пробок. Его устанавливают выше обратного клапана, обычно на ближайшем стыке труб.

Центрирующие фонари (рис.5, а) предназначены для расположения обсадной колонны концентрично оси скважины. Применяют фонари пружинного и жесткого типов. Более широко применяют пружинные фонари. Они состоят из нескольких пружинящих планок, которые своими концами закреплены электросваркой на кольцах. Фонарь свободно надевают на обсадные трубы. Чтобы ограничить его осевое перемещение, между верхним и нижним кольцами располагают упорное кольцо, которое приваривают к обсадной колонне. Установка фонарей предохраняет колонну от прилегания к стенкам скважины, тем самым облегчает ее спуск и улучшает качество цементирования.

Скребки используют для механической очистки стенок скважины от глинистой корки с целью обеспечения более прочной связи образующегося цементного камня с породами, слагающими стенки скважины. Применяют радиальные (рис.79, г) и гребенчатые скребки. Радиальные скребки могут быть установлены на кольцах пружинных фонарей. Во время спуска обсадной колонны при возвратно-поступательном, вращательном или поступательном вниз движении скребки своими щетками снимают глинистую корку и обнажают породу на стенках скважины.

После спуска очередной обсадной колонны производят ее цементирование. Перед проведением цементирования обсадных колонн определяют необходимую высоту подъема тампонажного раствора за колонной с учетом требований ее безопасной эксплуатации, выбирают способ цементирования и тампонажные материалы, взависимости от геологических и физико-химических условий проведения работ, производят расчет цементирования скважины, на основании которого определяют количество требуемых материалов, число цементировочных агрегатов, цементно-смесительных машин и другого оборудования. Для различных геологических условий проведения работ применяют несколько способов цементирования обсадных колонн: одноступенчатое цементирование с разделительными пробками, манжетное цементирование, двухступенчатое цементирование, двухступенчатое цементирование методом встречных заливок, цементирование хвостовика, обратное цементирование и цементирование под давлением.

Одноступенчатое цементирование с разделительными пробками (рис.80) в практике применяют наиболее часто. Процесс цементирования производят следующим образом. После подготовки скважины к цементированию и приготовления первой порции тампонажного раствора в обсадную колонну вставляют разделительную пробку. Одновременно с этим включают цементировочные агрегаты и цементно-смесительные машины. Тампонажный раствор поступает в скважину (рис.6, а). После закачивания требуемой порции тампонажного раствора из цементировочной головки спускают верхнюю разделительную пробку (рис.6, б) и приступают к закачиванию продавочной жидкости, объем которой рассчитывают. Тампонажный раствор между двумя пробками движется к забою скважины. Нижняя разделительная пробка, достигнув стоп-колъца, останавливается и под действием давления тампонажного раствора в ней разрушается перемычка. Тампонажный раствор через нижнюю пробку и башмак колонны поступает в затрубное пространство (рис.6, в).

Рис.6. Схема одноступенчатого цементирования с двумя разделительными пробками

Процесс продавливания тампонажного раствора заканчивается при достижении верхней разделительной пробкой нижней и резком увеличении давления нагнетания (рис.6, г). Перед этим по объему закаченной продавочной жидкости определяют остаток времени продавливания и переходят на работу одним агрегатом, чтобы избежать чрезмерного скачка давления в момент сигнала "Стоя".

Манжетное цементирование отличается от описанного выше способа тем, что возникает необходимость нижний интервал обсадной колонны не цементировать. Такая необходимость возникает при опасности зацементировать сильно дренированные продуктивные пласты. Для этого выше продуктивного пласта над кольцом "Стоп" устанавливают заливочную муфту, а над продуктивным пластом манжету или пакер, отделяющие продуктивный пласт от цементируемого пространства. Тампонажный раствор между двумя разделительными пробками поступает до заливочной муфты и далее через ее отверстия поднимается вверх по затрубному пространству, не попадая в продуктивный пласт.

Двухступенчатое цементирование осуществляют с выходом первой порции тампонажного раствора через башмак обсадной колонны, а второй порции - через заливочную муфту. Такой способ применяют с целью уменьшения гидростатического давления столба тампонажного раствора на стенки скважины.

Первый этап цементирования производится аналогично одноступенчатому цементированию, однако разделительные пробки не используются. Нижнюю разделительную пробку продавливают

В после закачивания первой порции тампонажного раствора и продавочной жидкости в объеме несколько меньшем, чем объем обсадной колонны от башмака до муфты. После продавливания нижней пробки закачивают вторую порцию тампонажного раствора, продавливают вторую разделительную пробку и закачивают продавочную жидкость. Процесс прекращается при получении сигнала "Стоп".

Схема двухступенчатого цементирования приведена на рисунке 81.

Муфты, применяемые при двухступенчатом цементировании, отличаются от муфт манжетного цементирования тем, что при закачивании первой порции тампонажного раствора их отверстия закрыты.

Их открытие осуществляется в момент посадки нижней разделительной пробки в свое гнездо за счет роста давления.

Цементирование хвостовика или нижней секции обсадной колонны при их секционном спуске, если колонна спускается на большую глубину, отличается тем, что спуск производят на бурильных трубах. Обсадную и бурильную колонны соединяют переводником с левой резьбой для их разъединения после цементирования. При спуске хвостовика его заполняют буровым раствором. После спуска в бурильные трубы закачивают требуемое количество тампонажного раствора и продавливают его жидкостью из расчета заполнения внутреннего объема бурильной и обсадной колонн, исключая объем тампотажного раствора в нижней части обсадной колонны (цементный стакан). После этого отвинчивают бурильную колонну вращением вправо, приподнимают на несколько метров и осуществляют промывку, чтобы удалить тампонажный раствор выше верхней муфты хвостовика.

Рис.7 Схема двухступенчатого цементирования: а - положение до открытия отверстий в цементировочной муфте; 6 - положение после открытия отверстий в цементировочной муфте: 1 - верхнее седло; 2 - верхний цилиндр; 3 - отверстие для выхода тампонажного раствора; 4 - нижнее седло; 5 - нижний цилиндр; 6 - муфта для двухступенчатого цементирования; 7 - обсадная колонна; 8 - обратный клапан; 9 - направляющий башмак

При цементировании хвостовиков может быть использована цементировочная пробка, состоящая из двух частей (рис.7). Верхняя часть пробки разделяет тампонажный раствор и продавочную жидкость и проходит через бурильные трубы. Нижняя часть закреплена на штифтах к бурильным трубам. Штифты срезаются при соединении обеих частей пробок за счет роста давления. При достижении нижнего положения (рис.7, в) получают сигнал "Стон", Обратное цементирование заключается в закачивании тампонажного раствора непосредственно в затрубное пространство. Его применяют при наличии в разрезе скважины пород низкой прочности, вызывающих поглощения при росте давления. Процесс цементирования заключается в следующем. После подготовки скважины к цементированию вокруг обсадной колонны на устье делают специальный короб, в который и заливают тампонажный раствор. Обсадная колонна оборудуется головкой с краном для выхода бурового раствора или воды. Открывая кран, создают возможность вытеснения тампонажного раствора буровым за счет разности их плотности. Скорость движения тампонажного раствора в затрубное пространство достигает значительных величин и регулируется величиной открытия крана. Таким образом, цементировочные агрегаты при этом способе цементирования можно не применять. К недостаткам способа относятся: скопление в зоне башмака обсадной колонны недоброкачественного тампонажного раствора из-за наличия в нем кусков породы со стенок скважины и смешивания его с буровым раствором; сложность точного определения момента вхождения тампонажного раствора через башмак в обсадную колонну. В настоящие время этот способ цементирования усовершенствован. В частности момент окончания цементирования можно определять с помощью радиоактивных изотопов и другими приборами.

Цементирование под давлением применяют в большинстве случаев при неудачном первичном цементировании с целью ликвидации пластовых перетоков. Для этого небольшие порции нагнетают в каналы, образованные перетоками пластового флюида, или пустоты в кольцевом пространстве, оставшиеся не заполненными при первичном цементировании. При цементировании под давлением обычно применяют способ, предложенный Н.К. Байбаковым. Устье скважины оборудуют согласно рисунку 8.

Рис.8. Составная цементировочная пробка для цементирования хвостовиков: 1 - бурильные трубы; 2 - верхняя часть пробки; 3 - нижняя часть пробки; а, б, в - этапы движения частей пробки

Рис.9. Схема обвязки для цементирования по способу Н.К. Байбакова: 1, 1', 2, 2'; 3, 3' 4, 5, 6, 7, 7' - задвижки (краны); 8 - цементировочные агрегаты; 9 - заливочные трубы

Для цементирования применяют два цементировочных агрегата. Цементирование осуществляют в следующем порядке. После испытания на поглощение и опрессовки обвязки оборудования начинают закачивать тампонажный раствор через задвижки 1,2, Г и 2\ Жидкость, заполняющая скважину, вытесняется и выходит через задвижки 3, 4 и 5. Задвижки 3, 6, 7 и 7' закрыты. Чтобы предотвратить закачивание тампонажного раствора в продуктивный пласт, задвижки 4 и 5 закрывают, когда по расчету тампонажный раствор не достигнет фильтра или интервала перфорации на высоту, занимаемую 1 м³ воды. С этого момента начинается продавливание тампонажного раствора. При этом давление продавливания может возрастать до значительных величин (иногда до 30 МПа). По окончании продавки тампонажный раствор вымывают при обратной циркуляции промывки. Воду закачивают через задвижки 6, 4, 3 и 3' а из скважины жидкость выходит по заливочным трубам и задвижкам 1, 1' 7 и 7' При этом задвижки 2, 2' и 5 закрыты. Давление в скважине сохраняют до начала схватывания тампонажного раствора, после чего его снижают и демонтируют оборудование.

После цементирования обсадных колонн производят оценку качества крепления скважины. Для этого производят скважинные геофизические исследования и колонны испытывают на герметичность. Наиболее часто применяют на этой стадии такие методы скважинной геофизики, как акустический, радиационный и термокаротаж, позволяющие определить высоту подъема тампонажных растворов, качество контактов цементного камня со стенками скважины и обсадными колоннами, фактическую плотность и наличие дефектов в цементном камне. Повторные замеры акустическим цементомером позволяют определить влияние на состояние контактов между обсадной колонной и цементным камнем воздействий. связанных с различными работами в колонне (опрессовка, перфорация и др.). После установленного времени ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) и выполнения геофизических работ обсадную колонну и скважину проверяют на герметичность. Испытания проводят двумя методами - опрессовкой давлением и снижением уровня жидкости. Для проверки всех обсадных колонн на прочность и герметичность опрессовкой их выдерживают под определенным внутренним давлением в течение 30 минут. При таких испытаниях обсадных колонн давление опрессовки должно на 10% превышать максимальное ожидаемое давление на устье при бурении, освоении и эксплуатации скважины.

Во всех случаях давление на устье при опрессовке должно быть не менее приводимых в таблице 1 значений.

Кондукторы и промежуточные колонны при установке на них противовыбросового оборудования опрессовывают дважды. Первая опрессовка проводится до разбуривания цементного стакана. Колонна при этом заполняется водой на глубину 20-25 м, считая от устья, остальная ее часть может быть также заполнена водой либо буровым раствором. Повторная опрессовка проводится после разбуривания цементного стакана и углубления скважины ниже башмака колонны на 1-3 м. При этом проверяют герметичность цементной оболочки за обсадной колонной.

Таблица 1. Минимальные давления опрессовки обсадных колонн

Для опрессовки в скважину спускают бурильную колонну до забоя, закачивают порцию воды из расчета, чтобы вода поднялась выше башмака обсадной колонны на 10-20 м, затем закрывают превентор и на устье нагнетанием жидкости создают давление Р_у = 1,05 Р_тах где Р_тах - ожидаемое максимальное внутреннее давление при закрытии превентора во время выброса.

Опрессовка эксплуатационных колонн проводится после проверки положения цементного стакана, а при необходимости после его разбуривания до установленной отметки. В скважинах с обсадными колоннами, зацементированными ступенчато или секциями, испытание на герметичность проводится до разбуривания цементного стакана верхней секции, а затем после разбуривания цементного стакана каждой следующей секции.

При опрессовке эксплуатационной колонны ее по всей длине заполняют водой. В скважинах, при опробовании и эксплуатации которых не ожидается избыточного давления на устье, эксплуатационные колонны проверяют на герметичность снижением уровня. После ремонтных цементирований и установки цементных мостов для испытания лежащих выше горизонтов эксплуатационные колонны также дополнительно проверяют понижением уровня жидкости в них.

В газовых и нефтяных скважинах с высоким давлением после монтажа колонной головки приустьевую часть эксплуатационных колонн и устьевое оборудование дополнительно опрессовывают газом. Испытание проводят с использованием компрессора, обеспечивающего необходимое давление. При отсутствии такого компрессора в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, промывают ее водой с одновременной аэрацией имеющимся компрессором. Этим же компрессором создают максимальное давление в пространстве между опущенными трубами и обсадной колонной, тем в трубы нагнетают воду до необходимого давления опрессовки. Для эксплуатационных колонн может быть проведено только одно испытание инертным газом.

Колонна считается выдержавшей испытание на герметичность, если после замены раствора водой отсутствует перелив жидкости, выделение газа, а также, если давление за 30 мин снижается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания менее 7 МПа, а при давление испытания выше 7МПа - не более чем на 0,3 МПа. Наблюдение начинается через 5 мин после создания в колонне требуемого давления.

При удовлетворительном качестве крепления скважины производят вторичное вскрытие пласта перфорацией, если конструкцией скважины предусмотрен закрытый забой, и затем приступают к вызову притока пластового флюида в скважину. Вызов притока может быть совмещен со вторичным вскрытием пласта, когда оно проводится при превышении пластового давления над забойным, то есть на депрессии. Вскрытие пласта перфорацией и вызов притока пластового флюида может производиться не только при освоении скважины, но и при ее ремонте.