close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Правительство тульской области;pdf

код для вставкиСкачать
СВЛОРВИНЕНКО
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ
НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
ИЗДАНИЕ ВТОРОЕ, ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Одобрено Ученым советом
Государственного комитета СССР
по профессионально-техническому образованию
и Управлением организации труда, заработной платы и рабочих кадров
Министерства нефтяной промышленности в качестве учебника
при профессиональном обучении рабочих на производстве
МОСКВА"НЕДРА"1986
УДК 622.245.42(075)
ВВЕДЕНИЕ
Логвиненко С. В. Цементирование нефтяных и газовых скважин: Учебник
для рабочих на производстве, 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1986,—280 с.
Во втором издании (1-е изд.—1978) особое внимание уделено новым достижениям в технике и технологии цементирования нефтяных и газовых скважин, тампонажным материалам и организации приготовления растворов из них,
технологии гидроразрыва и гидропескоструйной перфорации пласта.
Изложены основы геологин, бурения скважин, добычи нефти, вскрытия и
освоения продуктивных пластов. Приведены описание оборудования и механизмов, применяемых при цементировании скважин, гидравлическом разрыве пласта и капитальном ремонте скважин, управление ими и их ремонт, правила ведения безопасных работ по цементированию скважин.
Для профессионального обучения рабочих на производстве^ занятых цементированием скважин, а также для учащихся профтехобразования.
Табл, 24, ил. 107, список лит.— 8 назв.
Р е ц е н з е н т ы : В. С. Данюшевсшй, д-р техн. наук (МИНГ им. И. М. Губкина): Ф. М. Кацман, зам. генерального директора по бурению (объединение
«Грознефть»).
Л
2504030300-261
43(0t)-86
336-86
© Издательство «Недра», 1986
Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым годом. Это не только наиболее экономичные виды
топлива, но и важнейшее сырье для получения многих ценных химических продуктов. На базе указанных полезных ископаемых
развивается химическая индустрия по производству новых материалов, совершенствуются, технологические процессы во многих
отраслях промышленности, развиваются средства наземного,
морского и воздушного транспорта. Иными словами, нефть и
газ — одна из главных основ современного технического и социального прогресса.
Основными направлениями экономического и социального развития СССР на 1986—1990 годы и на период до 2000 года предусмотрено продолжить развитие нефтяной промышленности в Западной Сибири, Казахской ССР и на севере европейской части
страны.
Темды освоения новых и интенсификация добычи нефти на старых месторождениях требуют неуклонного совершенствования
мастерства и повышения квалификации работников.
Как известно, один из наиболее сложных процессов при креплении скважин — цементирование. Он включает ряд последовательных операций, связанных с приготовлением тампонажного раствора, закачиванием его в колонну труб и продавливанием в затрубное пространство скважины. От качества исполнения этих работ
зависят надежность разобщения пластов и продолжительность эксплуатации скважины. Важность и значимость цементировочных
работ обусловливаются тем, что они являются завершающими и
неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущих этапов сооружения скважин.
Установлено, что качество цементирования скважин в значительной степени определяется такими свойствами тампонажного
раствора, как вязкость и фильтрация, время загустевания, плотность, стабильность параметров по всему объему и многие другие
Несоответствие параметров тампонажного раствора условиям цементирования скважин часто приводит к осложнениям и авариям,
на ликвидацию которых затрачиваются значительные средства и
время. Наиболее часто встречаются преждевременные загустевание
и схватывание цементного раствора, оставление в колонне больших
Цементных стаканов и недоподъем раствора за колонной до проектной высоты, межколонные водогазопроявления и нарушения целостности колонн. Такие осложнения в большинстве случаев происходят по вине исполнителей работ из-за их недостаточной квалификации.
Большую роль в увеличении добычи нефти играют различные
методы воздействия на призабойную зону пласта. Наиболее эф- фективны из них гндроразрыв пласта, кислотная обработка приза3
бойной зоны скважины, гидропескоструйная перфорация, тепловые
методы обработки продуктивных пластов и т. п.
Каждый из перечисленных процессов — сложная, трудоемкая
и дорогостоящая операция, на выполнение которой иногда задалживаются большие мощности и значительные объемы различных
материалов. Успешное проведение его позволяет быстро окупать
затраты. В свою очередь, неграмотное, неумелое проведение операции требует неоднократного повторения процесса, значительных дополнительных затрат, что снижает эффект проводимых мероприятий и. повышает себестоимость добытой нефти.
Как показывает практика, качество приготовляемого и закачиваемого в скважину раствора, успех проводимой операции зависят в первую очередь от умения и знаний обслуживающего
персонала. Знание основ физико-химических процессов, происходящих в растворах, обрабатываемых различными реагентами,
воздействия этих реагентов на растворы, стенки скважины и
пласты, а также мастерство и умение управлять сложным цементировочным оборудованием — залог успешного проведения операций по цементированию и гидравлическому разрыву пластов.
Глава 1
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ
ГЕОЛОГИИ
§ 1. ОБЩИЕ
ПОНЯТИЯ О НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Чтобы иметь представление об условиях залегания нефти и
газа в недрах земли и вести их научный поиск и разработку, необходимо знать, каким образом возникли горные породы, слагающие земную кору, и какие существуют закономерности образования залежей нефти и скоплений газа.
Под понятием горные породы подразумевают геологические
тела, состоящие из однородных или различных минеральных зерен или их обломков. Горные породы образуются в результате
геологических процессов, происходящих в недрах земной коры
или на ее поверхности. В зависимости от условий образования
все горные породы делятся на три группы: изверженные (магматические), осадочные и метаморфические (измененные).
Изверженные (магматические) породы образовались из огненно-жидкой магмы, излившейся на поверхность, или из лавы, поднявшейся с глубин, но застывшей, не достигнув поверхности
земли.
В свою очередь, изверженные горные породы в результате
внешних процессов (колебания температуры, работа ветра, воды,
жизнедеятельность организмов) разрушались, выносились в море
и осаждались слоями, образуя пласты. Проходили миллионы
лет, прежде чем накапливалась толща в несколько десятков или
сотен метров, которая, уплотняясь, превращалась в осадочные
породы. По мере накопления осадков одни пласты покрывались
другими и под тяжестью опускались и уплотнялись. Так, из песка при уплотнении образовался песчаник, из известковых остатков животных — известняк, из глинистых — сланец и т. д.
При погружении на большую глубину, достигающую многих
километров, осадочные породы сильно уплотнялись, а при воздействии температуры
видоизменялись (перекристаллизация).
В результате осадочные породы становились метаморфическими
(видоизмененными).
Все осадочные горные породы имеют свободное пространство
между зернами — поры; эти поры могут быть заполнены водой,
нефтью или газом. Отдельные поры сообщаются между собой
образуя каналы, по которым нефть может перемещаться. Пласты, в которых скопляются нефть и газ, называются продуктивными. Естественные скопления нефти или газа в природных пористых породах называются нефтяными или газовыми залежами.
Совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к одному и
тому же участку земной поверхности и подчиненных в процессе
5
своего образования единой тектонической структуре, называется нефтяным (газовым) месторождением.
Продуктивный пласт представляет собой замкнутый резервуар: подошва и кровля пласта — непроницаемые породы, а
сам продуктивный пласг содержит воду, нефть или газ. Нефть,
газ и их смеси в зависимости от
соотношения, состава, давления
и температуры могут находиться
в залежи в газообразном или
жидком состоянии или в виде газожидкостных смесей. Соответственно различают следующие
Рис. 1.1. Схема напластования пород
виды
залежей: нефтяные, газои расположения газа, нефти и воды
вые, газоконденсатные и газов пласте" •
нефтяные.
Пласты породы обычно при формировании земной коры изгибаются в виде складок. Складки бывают антиклинальные и синклинальные. Изгиб складки, обращенный выпуклостью вверх,
называется антиклиналью, а изгиб складки, обращенный выпуклостью вниз, синклиналью.
Газ, нефть и вода располагаются в залежи антиклинального
типа в соответствии с их плотностями (рис. 1.1): газ и нефть занимают верхнюю часть складки, а вода подпирает их снизу; газ,
как наиболее легкий, располагается над нефтью, образуя так НР
зываемую газовую шапку.
§ 2. НЕФТЬ И ЕЕ СВОЙСТВА
Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую
кислородные, сернистые и азотистые соединения. Если в нефти
преобладают углеводороды метанового ряда (СлНгп+г), она называется метановой; нафтенового ряда (Cnii2n) — нафтеновой;
ароматического ряда (С„Н2и-б) — ароматической.
Товарные качества нефтей определяют лабораторной разгонкой, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения.
Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят
при температурах 100, 150, 200 и 350 "С. Пары нефти, полученные
при заданной температуре, снова превращают в жидкость и определяют, к какой группе углеводородов они относятся. Фракции,
выкипающие до 60°С, называются петролейным эфиром; до
200 °С — бензиновыми; при 200—300 °С —керосиновыми; при
300—400 °С — газойлевыми; при температуре выше 400 °С — сма-
зонными маслами и при температуре выше 500 °С — асфальтовыми.
Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее высоковязкой и малоподвижной,
что затрудняет ее извлечение на поверхность и последующую
транспортировку. Содержание в нефтях сернистых соединений
ухудшает их качество и вызывает осложнения при добыче, транспортировке и переработке нефти . вследствие усиленной коррозии
трубопроводов, резервуаров и другого металлического технологического оборудования.
Плотность—один из основных показателей товарного качества нефти. Плотность нефтей при температуре + 2 0 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1060 кг/м3. Нефти с плотностью ниже 900 кг/м3 называются легкими, свыше — тяжелыми.
Легкие нефти наиболее ценные; они, как правило, содержат больше бензиновых и масляных фракций.
Важнейшим физическим свойством любой жидкости, в том
числе и нефти, является вязкость, т. е. свойство жидкости оказывать сопротивление взаимному перемещению ее частиц при движении.
Вязкость нефти (как и любой другой жидкости) с повышением температуры уменьшается, поэтому при перекачке вязких нефтей и мазутов, особенно в зимнее время, их подогревают.
На нефтяных месторождениях с глубиной наблюдается повышение температуры, ввиду чего вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности.
§ 3. ПРИРОДНЫЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ГАЗ
Горючие газы нефтяных и газовых месторождений состоят из
простейших углеводородов и по химической природе сходны
с нефтью.
Углеводородные газы, генерируемые в осадочных породах, могут находиться в различных состояниях: свободном, растворенном,
твердом и др. В свободном состоянии они образуют газовые скопления. Газы газовых скоплений представлены в основном метаном (до 98,8%) с примесью других углеводородных газов (этан,
пропан, бутан, пентан), а также неуглеводородных компонентов;
угкекислого газа, азота и сероводорода.
Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и
нефтях. Газы, растворенные в нефтях, называются попутными нефтяными газами. Состав нефтяных попутных газов резко отличается
от природных газов значительным содержанием этана, пропана, бутана и высших углеводородов (в сумме до 50 % ) .
В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или
тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы подразделяют
на сухие и жирные.
Под сухум газом подразумевается смесь метана (97—98 %)
с тяжелыми гомологами (этан, пропан, бутан — 2—3 % ) .
Под жирным подразумевают газ, содержащий такое количество
Г
тяжелых углеводородов, из которых: можно получить сжиженные
газы или газовые бензины.
На практике принято считать сухим газом такой, который
3
в 1 м содержит меньше 60 г бензина, а жирным — газ, содержащий в 1 м3 более 60 г бензина. Жирные газы добываются в основном с легкими нефтями, сухие — с тяжелыми.
Каждый газ характеризуется. такими свойствами, как плотность, критическая температура и критическое давление.
Одно из основных свойств углеводородных газов — относительная плотность, под которой понимают отношение массы определенного объема газа к массе такого же объема воздуха при одинаковых температуре и давлении. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 у метана до 2,49 у пентана.
Для каждого газа существует температура, выше которой он
не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Эта температура называется критической.
Под критическим давлением понимается давление, ниже которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура.
Важным свойством нефтяных газов является их растворимость
в нефти. Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости
пропорциональна давлению. Углеводородные газы мало отклоняются от закона Генри при сравнительно низких давлениях (приблизительно до 5 МПа). При высоких давлениях наблюдается
взаимное растворение газа в жидкости и жидкости в газе. Коэффициент растворимости для углеводородных газов обычно составляет 0,3—0,2. Коэффициент растворимости при низких давлениях значительно больше, чем при высоких. С повышением температуры растворимость газа уменьшается.
При снижении давления до определенной величины растворенный в нефти газ начинает выделяться из нее. Давление, при
котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти.
Давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и температуры. Когда в пласте имеется свободный газ {например, при наличии газовой шапки), давление
нефти насыщения газом равно пластовому давлению или близко
к нему.
Газовой фактор. При эсплуатации нефтяных скважин вместе
с нефтью всегда извлекается и газ. Количество приведенного
к нормальным условиям газа, приходящееся на 1 т извлеченной из пласта нефти или жидкости (нефть+вода), называют газовым фактором. Газовый фактор для различных нефтей колеб3
лется в очень широких пределах — от 10 до 1000 м /т.
§ 4. ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ
Пластовые воды встречаются в большинстве нефтяных месторождений и являются обычным спутником нефти; кроме того, вода может находиться в чисто водоносных горизонтах.
8
В нефтяных и газовых залежах пластовая вода часто находится не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой,
заполняя вместе с нефтью и газом поры продуктивной части залежи. Осадочные породы отлагались в основном в водных бассейнах, поэтому еще до поступления в них нефти (в результате
миграции) поры породы были заполнены водой. Эту воду, оставшуюся в залежи со времени ее образования, называют остаточной, связанной или погребенной.
Вода, удерживающаяся в залежи в результате поверхностного
натяжения, занимает наиболее мелкие поровые пространства и
субкапиллярные каналы. В нефтяных залежах связанная вода
содержится в количестве от 10 до 70%. Она находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие рабочие перепады давлений, возникающие в процессе
эксплуатации месторождения. Поэтому часто при значительном
количестве связанной воды в пласте из залежи получают безводную нефть.
Пластовые воды обычно сильно минерализованы, и степень их
минерализации колеблется от нескольких граммов па литр до
800 г/л в концентрированных рассолах.
Воды с минерализацией 1 г/л относятся к пресным, от 1 до
50 г/л — к соленым (минерализованным), свыше 50 г/л — к рассолам.
Растворимость солей находится в функциональной зависимости от степени минерализации вод.
Состав пластовых вод определяется минеральным составом
пород пласта, характером его гидрогеологического режима, температурой, пластовым давлением и т. д. Минеральные вещества,,
входящие в состав вод нефтяных месторождений, представлены
солями натрия, калия, кальция, магния и других металлов. В пластовых водах содержатся углеводородные газы, углекислый газ,
сероводород и гелий.
Воды, особенно те, что содержат сероводород, и соли, слагающие стенки скважины, при высоких температурах и давлениях
способны вызывать коррозию обсадных труб и разрушать некот
торые виды тампонажных материалов, что может вызвать межпластовые перетоки и разрушение обсадных колонн.
Пластовые воды делятся на два основных типа: воды жесткие,
или хлоридно-кальциевые; воды щелочные, или гидрокарбонатнонатриевые. Хлоридно-кальциевые воды содержат значительное
количество ионов
Na+, C1-, а также, хотя и в меньших количест2
вах, ионов Са •'-. 3Плотность хлоридно-кальциевых вод иногда достигает 1200 кг/м и более. В гидрокарбонатно-кальциевых (ще+
лочных) 2 водах основными2 компонентами являются ионы Na2 + ,
CI-, SO 4 ", НСО3- и СО 3 - и незначительное количество Са .
Щелочные воды имеют меньшую минерализацию по сравнению
3
с водами жесткими, их плотность редко превышает 1070 кг/м .
Основные физические свойства пластовых вод — плотность>
вязкость, соленость и электропроводность.
Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1010—1200 кг/м3 и
более. Вязкость такой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. Вязкость воды, как и вязкость любой жидкости, уменьшается с повышением температуры. Так, при
20 °С вязкость воды составляет Ы 0 ~ 3 Па-с, а при 100 "С —
0,284-Ю-з Па-с.
§ 5. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ
ПЛАСТОВ
Под коллекторскими свойствами пород понимают их физические свойства, благодаря которым в породах возможны образование скоплений нефти, газа, воды и их движение по пласту. Доллекторские свойства нефтяных пластов определяются в основном
пористостью, проницаемостью и трещиноватостью породы.
Пористостью называют долю пустотного пространства в об-.
щем объеме породы.
Различают общую и открытую (взаимосвязанную) пористости.
Не всегда все пустоты в породе связаны между собой. Часто пуетоты какой-либо части пласта бывают изолированы от других
пустот и по ним не могут перемещаться нефть, газ и вода.
Наибольший интерес для нефтяников представляет о т к р ы т а я п о р и с т о с т ь — доля сообщающихся между собой пустот
(поры, каверны, трещины).
Для характеристики пористости породы пользуются коэффициентом пористости, под которым понимают отношение объема
нор образца породы к видимому объему этого образца:
m=Vn/V0,
(1.1)
где m — коэффициент пористости; Vn— объем пор образца породы; Vo — видимый объем образца породы.
Коэффициент пористости выражают в долях единицы или
процентах. Пористость зависит от взаимного расположения и
укладки зерен, их формы и степени окатанности, степени отсортированности частиц, слагающих породу, наличия цементирующего материала и т. п.
Коэффициент пористости используется при оценке абсолютных
запасов нефти в пласте, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта. Наибольшей пористостью в естественных условиях обладают несцементированные
или слабосцементированные породы — пески, песчаники, глины.
С увеличением глубины залегания пород пористость, как правило, уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележащих пород.
Продвижение воды, нефти и газа по пласту зависит в первую
очередь от размеров пор. В соответствии с размерами пор породы могут быть проницаемыми и непроницаемыми или, правильвее, малопроницаемыми.
• 10
Проницаемостью горных пород называется их свойство пропу^
екать сквозь себя жидкость и газы. Движение жидкостей и газов
в пористой среде называется фильтрацией.
Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем меньше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры а
породе. Поровые каналы принято условно подразделять на сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.
Сверхкапиллярные каналы имеют диаметр 0,5 мм и более.
Движение жидкости в таких порах подчинено законам гидростатики и легко совершается под влиянием силы тяжести.
Капиллярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002 мм.
В таких каналах движение жидкости и газов осуществляется
с трудом, так как в них проявляются поверхностные силы (поверхностное натяжение, капиллярные силы прилипания, сцепления и т. п.),
Субкапиллярные каналы, имеют диаметр менее 0,0002 мм.
В каналах размером менее 0,0002 мм при пластовых температуре и давлении жидкость практически не может двигаться.
Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капиллярные каналы. Перекрытия нефтяных и газовых пластов, состоящие главным образом из глинистых пород, имеют «непрони^
цаемые» субкапиллярные поры и каналы; движения жидкости
в них не происходит.
Фильтрация жидкостей и газов в нефтяных залежах подчиняется линейному закону Дарси, согласно которому скорость двиг
жения жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду
давления и обратно пропорциональна ее вязкости:
э =
Q
(1.2)
F
где v — скорость линейной фильтрации,
м/с; Q — объемный рас3
2
ход жидкости через породу, м /с; F —площадь фильтрации, м ;
k — коэффициент пропорциональности, который называют коэффициентом проницаемости породы; ц, — динамическая вязкость
жидкости, Па-с (паскаль-секунда); Ар — перепад давлений на
образце длиной L, Па.
Преобразуя уравнение (1.2), находим коэффициент проницаемости пород для жидкости
-Й.
F&p
(1.3)
Коэффициент проницаемости пород для газа выразится уравнением
(1.4)
где <?—объемный расход газа при среднем давлении 5 по длине
образца.
Практически при малых длинах исследуемых образцов средиее давление составит
р=
P l
tlh ,
'
(1-5)
где pi и ps — соответственно давления на входе газа в образец
и на выходе из него.
Подставив размерности соответствующих величин в формулу
{1.3), получим размерность коэффициента проницаемости:
Па-ом
1*1 =
с
.
(1.6)
2
м Па
Таким образом, в СИ за единицу проницаемости (1 м2) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации
через образец которой с площадью поперечного сечения 1 м2 и
длиной I м при перепаде давлений 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м 3 /с Физический смысл размерности
к (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризуется площадью сечения каналов пористой среды, по которым в
основном происходит фильтрация.
Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется
в очень широких пределах даже по одному и тому же пласту, при
этом проницаемость по горизонтали пласта больше проницаемости
этих же пород в направлении, перпендикулярном к напластованию.
Проницаемость большой части продуктивных пластов изменяется в пределах 0,1—2 мкм г . Приток нефти и газа в пластах
наблюдается даже при проницаемости пород (10—20)-10~3 мкм2
{при высоких перепадах давлений).
§ 6. ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
В земной коре действуют горное давление и давление флюидов. Горное давление характеризуется естественным напряженным
состоянием пород. Оно оказывает существенное влияние на состояние флюидов, находящихся в пластах. Эти давления определяют
•необходимые параметры промывочных жидкостей и усилия, действующие на обсадные трубы забойное и устьевое оборудование
скважины.
Величина горного давления зависит от силы тяжести вышележащих пород, тектонических и физико-химических процессов образования и превращения горных пород, температурных режимов и
других факторов.
Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, называемым пластовым,. Обычно начальное пластовое давление, т. е. давление в пласте до начала его разработки, находится в прямой зависимости от глубины залегания рассматриваемого пласта и прибег
лизительно равно гидростатическому давлению,
которого принимается вес столба пресной воды:
p n n .H=tfpg«104 Я,
за
величину
(1.7)
где р цл.н — начальное пластовое давление, Па; Н — глубина залегания пласта,
м; р — плотность воды, принимаемая равной
1000 кг/м3; g— ускорение свободного падения, £=9,81 м/с2.
Формулой (1.7) можно лишь приблизительно оценить начальное пластовое давление. Обычно фактическое пластовое давление,
замеренное глубинным манометром, отличается в ту или иную сторону от давления, вычисленного по этой формуле.
Из курса физики известно, что давление газа или жидкости
в закрытых сосудах и трубопроводах измеряют манометрами. Простейший манометр состоит из U-образной трубки, наполовину заполненной водой или ртутью. При определении давления один конец трубки соединяют с сосудом, в котором хотят замерить давление, а другой конец трубки открыт (сообщается с атмосферой).
Если давление в сосуде больше атмосферного, то разница между давлением в сосуде и атмосферным давлением заставляет
столб воды или ртути в одном колене опуститься, а в другом подняться на ту же высоту. Разница в высотах этих двух столбов
(измеряемых в мм рт. или вод. ст.) показывает, на сколько давление в сосуде больше атмосферного. Эта разница называется
избыточным или манометрическим давлением. Истинное давление
в сосуде называют абсолютным давлением.
В системе СИ за единицу силы принимают ньютон(Н) —силу,
сообщающую телу массой 1 кг ускорение 1 м/<# в направлении
действия силы.
За единицу давления в системе СИ принимают паскаль (Па),
т. е. давление, вызываемое силой в 1 Н, равномерно
распределенной по нормальной к ней поверхности площадью 1 м2.
Если на залежи пробурена скважина, т. е. пласт соединен с поверхностью земли, то жидкость из нефтяной залежи под влиянием пластового давления' заполнит скважину и уровень ее поднимется на высоту, соответствующую пластовому давлению.
Проведенные исследования на большом числе месторождений показывают, что пластовые давления в нефтяных и газовых залежах
в большинстве случаев составляют от 100 до 120 % гидростатического столба воды.
Если давление в пласте больше гидростатического, то скважина будет переливать. Тогда пластовое давление при закрытой
задвижке на устье скважины определится выражением
Pm=Hpg+pyCT,
(1.8)
где /?пл и Руст —• давления в пласте и на устье скважины, Па.
В случае если пластовое давление меньше гидростатического,'
то уровень воды в стволе скважины будет ниже устья (скважина
способна к поглощению) и пластовое давление составит
13
(1.9)
где Н\—высота столба воды в скважине, м.
В промысловой практике встречаются залежи, в которых давления флюидов превышают гидростатическое в 1,3—1,6 раза и
даже достигают величины горного давления; их называют аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Кроме того,
встречаются скважины, которые вскрывают пласты с давлением
ниже гидростатического; их называют аномально низкими пластовымн давлениями (АНПД).
Отношение пластового давления к давлению столба воды на
данной глубине называется коэффициентом аномальности а:
(1.10)
В СССР встречаются пласты с коэффициентом аномальности
1,5—2,0 и более и 1,1—0,9 и менее.
Температура, как и давление, возрастает по мере углубления
в недра земли. Температура поверхности земли зависит в основном от солнечной радиации и угла, под которым лучи падают на
поверхность. Внутреннее тепло Земли влияет незначительно на
температуру ее поверхности, которая колеблется в зависимости
от времени года и суток. Амплитуда колебаний поверхностной
температуры с глубиной быстро уменьшается. Глубина, ниже которой практически не сказывается влияние поверхностной температуры, называется глубиной «нейтрального слоя». Для различных районов эта глубина колеблется от 15 до 30 м. Ниже нейтрального слоя температура с глубиной возрастает равномерно и
зависит от внутреннего тепла Земли. Однако для различных точек земной поверхности степень нарастания температуры с глубиной различна.
При изучении температурных режимов скважины различают
геотермическую ступень и геотермический градиент.
Геотермической ступенью называется глубина, на которую нужно углубиться от нейтрального слоя, чтобы температура поднялась на 1 °С; эта величина определяется по формуле
0=
H — h
(1.11)
где G — геотермическая ступень, м/°С; Н—глубина, на которой
замерена температура, м; Т-—температура, замеренная на глубине Я, °С; fop — среднегодовая температура воздуха на поверхности в месте замера, °С; h — глубина нейтрального слоя, м.
Средняя геотермическая ступень для верхних слоев Земли
(15—20 км) составляет 33 м, однако в разных частях земного
шара она может значительно отклоняться в зависимости от теплопроводности пород, гидрохимических реакций, циркуляции
подземных вод, радиоактивных процессов и др.
U
Геотермический градиент характеризует изменение температуры при изменении глубины на каждые 100 м и определяется формулой
T—t.Ср
H —h
100,
(1.12)
где Г •—геотермический градиент, "С/100 м.
Геотермическая ступень и геотермический градиент связаны
между собой соотношением
(1.13)
На практике чаще пользуются геотермическим градиентом.
Температура на забое скважины может быть подсчитана по формуле
гз = ! = ^ с Р .
-
(1.14)
где ti — температура на глубине г, °С.
Геотермический градиент — величина непостоянная и может
изменяться с глубиной. Поэтому не всегда можно по установленному геотермическому градиенту точно вычислить температуру
на заданной глубине. На практике для каждой конкретной площади подсчитанную по формуле (1.14) забойную температуру
уточняют при проведении замеров температуры по стволу скважины глубинным термометром.
В скважине различают температуры статическую и динамическую. Под статической понимается температура пород нетронутого массива на данной глубине. Температура забоя в скважине
принимается близкой к статической, если в скважине не проводят никаких работ в течение "2—4 сут. Динамическая температура— температура в скважине на данной глубине в процессе циркуляции жидкости.
Температурный режим в скважине меняется в зависимости от
типа промывочной жидкости, скорости потока, количества циклов, поверхностной температуры и многих других факторов. Температура входящего в скважину раствора меньше, чем температура выходящего. С увеличением глубины скважины эта разница
достигает даже нескольких десятков градусов. Циркуляция промывочной жидкости способствует выравниванию температур по
профилю скважины: промывочная жидкость снижает температуру забоя и повышает температуру горных пород в верхней части
скважины.
Контрольные вопросы
1. Как делятся гарные породы в зависимости от условий образования?
2. Что понимают под пористостью породы?
3. Какие пласты называют продуктивными? Что такое антиклиналь и синклиналь?
4. Что такое нефть? Какие виды нефтей Вы знаете?
5. Какие Вы знаете углеводородные газы?
6. Что такое сухой в жирный газ?
7. Дайте определение: критическая температура, критическое давление.
8. Что такое газовый фактор?
9. Назовите типы пластовых вод.
10. Что такое связанная вода?
11. Дайте определение закона Дарси.
12. В каких единицах измеряется коэффициент проницаемости? Поясните физический смысл этой размерности.
13. Что такое пластовое давление?
Глав а 2
,
ДОБЫЧА НЕФТИ,РАЗРАБОТКА
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
I :
§ 7. ПЛАСТОВАЯ ЭНЕРГИЯ И РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЛ
Поступление нефти и газа к забоям нефтяных и газовых скважин находится в прямой зависимости от пластовой энергии. Каждая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе
ее разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение флюидов из пласта. Запас энергии в залежи зависит от пластового давления.
Пластовая энергия в процессе эксплуатации месторождения
расходуется на преодоление сил внутреннего трения жидкостей
и газов между собой и о породу, а также — капиллярных сил.
Силы трения обусловлены вязкостью жидкостей и газов. В зависимости от»сочетания названных факторов на практике удается
извлечь из пласта различное количество нефти. Чем меньше остается нефти в пласте, тем эффективнее процесс разработки. Показателем эффективности разработки залежи
является так
называемый коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения)— отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим
запасам ее в пласте. Так, если из пласта удается извлечь
50, 60 и 80 % нефти, то коэффициент нефтеизвлечения составит
0,5; 0,6 или 0,8.
Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер
проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Эти
режимы необходимо знать для проектирования рациональной
системы разработки эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.
Различают следующие режимы: водонапорный, газонапорный
(газовый), растворенного газа, гравитационный, упругий и упруговодонапорный, смешанный.
Первый и второй режимы — напорные режимы или режимы
вытеснения, третий и четвертый — режимы истощения пластовой
энергии.
16
Водонапорным называют такой режим работы пласта, при котором нефть движется в пласте под напором краевых или подош. венных вод. При этом режиме залежь постоянно пополняется
водой из поверхностных источников. В идеальном случае отбираемые нефть и газ в пласте полностью замещаются водой. При;
активном водонапорном режиме пластовое давление, как правило,
остается постоянным. Эксплуатация залежи практически прекращается, когда поступающая вода подойдет к скважинам и вместо
нефти из пласта будет извлекаться только вода. Водонапорный
режим наиболее эффективен. При этом режиме удается извлечь.
50—80 % нефти от общего ее количества в пласте.
Упруговодонапорным (упругим) называют режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления
проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и
породы. Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении
давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород:
и жидкостей, обусловливающая продвижение нефти к забоям?
скважин, играет первостепенную роль. По сравнению с водонапорным упруговодонапорный режим менее эффективен.
Газонапорным (или режимом газовой шапки) называют такой:
режим работы пласта, когда нефть вытесняется к скважинам под,
давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном
состоянии в повышенной части пласта. Этот процесс аналогичен
процессу вытеснения нефти водой с той только разницей, что вода
вытесняет нефть из пониженных частей залежи в повышенные, а
газ, наоборот,— из повышенных в пониженные. Пластовая энергия газонапорного режима зависит от объема газовой шапки, запасов нефти, пластового давления, растворимости газа в нефти.
Режим разработки такого месторождения должен очень тщательно контролироваться. Выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высокими дебитами газа недопустима. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5—0,7.
Режимом растворенного газа называют такой режим работы,
залежи, при котором нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при
выделении его из нефти. Механизм вытеснения нефти при этом
режиме следующий. При понижении давления на забоях скважин
выделившийся из нефти газ расширяется и, двигаясь к зонам
наименьшего давления, частично проталкивает нефть, а частично
увлекает ее за собой. Эффект этого процесса обычно незначителен. Изменение давления в пласте зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности работы
залежи при газовом режиме является газовый фактор. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме составляет 0,2—0,4.
Гравитационным (от слова гравитация, что означает «сила тяжести») называют такой режим работы залежи, при котором
2—5080
17
-
нефть движется к забою скважины под действием силы тяжести
самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда
полностью истощены давление в пласте и энергия газа и, кроме
того, отсутствует напор контурных вод. При этом продуктивными
будут те скважины, забой которых расположен в нижних зонах
крутых крыльевых частей пласта. Коэффициент нефтеизвлечения
лри этом режиме составляет всего лишь 0,1—0,2.
Смешанным называют такой режим работы залежи, когда при
ее эксплуатации действуют одновременно несколько различных
источников энергии.
Фонтанирование
скважины
меи.
* т
прекращается, когда пластовой
энергии становится недостаточно
для подъема жидкости от забоя
;
скважины на поверхность. Обычно
процесс
фонтанирования
скважины стараются продлить
нагнетанием в скважину сжатого
\--J
газа или воздуха. Подъем жидкости на поверхность с помощью
сжатого газа или воздуха называется газлифтом или эрлифг
том (газовый или воздушный
подъемник).
Способ эксплуатации нефтяных скважин с использованием
газа или воздуха, сжатых на по
верхности в компрессорах, назы- Рис. 2,1. Схема
газовоздушного
вается компрессорным. На рис. 2.1 подъемника:
а — до начала эксплуатации; 6 ~ во врепоказана одна из схем газовоз
мя эксплуатации:
; — подъемные трубы;
душного подъемника. В спокой- 2 — эксплуатационная колонна; 3 — статический уровень; 4 — воздушные трубы;
ном состоянии (рис. 2.1,а) жид- 5 — продуктивный пласт; 6 — динамичекость в трубах и в скважине на- ский уровень
ходится на одном уровне, который называется статическим (Her). Для таких условий давление
столба жидкости в скважине на забой будет равно пластовому
давлению:
Hi!
X
§ 8. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ
ДОБЫЧИ
НЕФТИ
И
ГАЗА
Разработка нефтяного месторождения включает следующие
мероприятия, связанные с добычей нефти: 1) разбуривание месторождения; 2) управление движением нефти и газа к скважинам
путем рационального размещения их, установления режима работы и регулирования баланса пластовой энергии'; 3) подъем нефти
с забоя скважины на поверхность.
В зависимости от геологической характеристики и условий эксплуатации применяют фонтанный или механизированный способ
добычи нефти (например, компрессорный, глубинно-насосный и
др.). Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти
или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется
только за счет природной энергии, называется фонтанным. Этот
способ эксплуатации самый рентабельный.
Скважины могут фонтанировать лишь при условии превышения
забойного давления над гидростатическим (или газожидкостной
смеси, или газа):
р 3 аб>Яр£,
(2.1)
где рзаб — забойное давление, при котором возможно фонтанирование, Па; Н — глубина скважины, м; р — плотность жидкости или смеси, кг/м3; g — ускорение свободного падения, м/с2.
Если рЭаб>-Рнас (давление насыщения), то скважина будет
работать под действием гидростатического напора. Если р з а б <
<Рнас,—скважина будет фонтанировать под действием гидростатического напора и энергии расширяющего газа. Большинство фонтанных скважин эксплуатируется за счет гидростатического напора жидкости и энергии газа одновременно. В таких
скважинах давление на устьевой головке скважины руст<рнас<
<Рэаб. При таком условии в нижней части колонны труб движется одна фаза (жидкость), а на глубине, где давление равно
Рнас, из нефти начинает выделяться газ и в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).
Для фонтанных скважин оптимальным режимом эксплуатации считается такой, при котором газовый фактор наименьший,
т. е. чем меньше газа расходуется на подъем 1 т нефти, тем рациональнее эксплуатация скважины.
18
F
р«ш=Я«РЯ.
(2.2)
В рабочем состоянии (рис. 2.1,6) в затрубном пространстве
скважины установится новый уровень, называемый динамическим
(<Нд„„). Динамический уровень всегда ниже статического. Давление столба жидкости высотой *т забоя до динамического уровня
равно забойному давлению:
p3«6=WB»*pg.
(2.3)
Принцип действия газовоздушного подъемника заключается
в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении
ее средней плотности. При непрерывной подаче газа в подъемные трубы разгазированная жидкость поднимается до устья
- скважины и выливается наружу.
Газовоздушный подъемник состоит из двух концентрически
расположенных трубопроводов: одного для подачи рабочего агента (газа, воздуха), другого для подъема на поверхность смеси
газа (воздуха) с нефтью.
Трубы, по которым нагнетается рабочий агент, называются
воздушными, а трубы, по которым поднимается на поверхность
газовоздушн ая смесь, — подъемными.
m
Г
Рис. 2.2, Схема
установки:
глубинно-насосной
1 — станок-качалка; 2 — насосные штакги:
J —плунжер (сальник); 4 — тройник; .5—
обсадная колонна; S — насосно-компрессорные (подъемные) трубы; 7 —насос;
в ~ нагнетательный клапан; 9— плунжер;
10 — цилиндр насоса; П — всасывающий
клапан; IS — продуктивный пласт; 13 —
редуктор; >4 — электродвигатель
Разработка месторождения методом компрессорной эксплуатация требует сооружения компрессорных станций, газоводов к
•скважинам и установки по отбензиниванию газов.
Однако большие капитальные вложения на строительство
компрессорных станций и системы газопроводов очень быстро
окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных скважин
быстро снижается н становится значительно ниже, чем при добыче нефти насосными способами.
В связи с указанными преимуществами в настоящее время
число газлифтных скважин в нашей стране быстро увеличивается. На месторождениях Сибири, Мангышлака, Туркмении и в
других районах часто в качестве рабочего агента используется
или природный газ соседних высоконапорных газовых месторождений, или природный газ выше- или нижележащих газовых за-
лежей данного нефтяного месторождения, что значительно удешевляет процесс добычи нефти.
Глубинно-насосным называют такой способ эксплуатации, при
котором подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляется с помощью штанговых насосов.
Глубинно-насосные установки подразделяются на поршневые
насосы (штанговые насосы) с приводом через колонну штанг от
станка-качалки, установленного на поверхности, и погружные
насосы (бесштанговые насосы) с электро- или гидроприводом
Наибольшее распространение получили насосные установки первой группы.
Принцип действия глубинно-насосной установки представлен
на рис. 2.2. Станок-качалка / производит возвратно-поступательные движения, которые передаются через колонну штанг 2 плунжеру 3. При движении плунжера вверх всасывающий клапан 11
под давлением жидкости открывается и жидкость поступает в
цилиндр 10 насоса 7. Нагнетательный клапан 8 в это время закрыт, так как на него давит столб жидкости, заполнившей насосно-компрессорные трубы 6. При движении плунжера вниз всасывающий клапан 11 закрывается, а нагнетательный клапан 8
открывается и жидкость из цилиндра переходит в компрессорные
трубы над плунжером.
Таким образом, при ходе плунжера вверх одновременно происходит всасывание жидкости в цилиндр насоса и подъем ее
в насосных трубах, а при ходе вниз — вытеснение жидкости из
цилиндра в полость труб. Эти признаки характеризуют штанговый (глубинный) насос как насос одинарного действия.
При работе насоса процессы всасывания и нагнетания чередуются, уровень жидкости в насосных трубах поднимается до
устья и начинается перелив ее в выкидную линию через тройник 4.
§ 9. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДОВ ПОДДЕРЖАНИЯ
ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ
Как указывалось выше, наиболее эффективны при извлечении
нефти из пластов напорные режимы. Однако естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких
темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Кроме
того, при разработке месторождений энергии пласта недостаточно для того, чтобы «вытолкнуть» всю нефть на поверхность; дебиты скважины резко снижаются, и разработка месторождения
закрывается на многие годы.
Наиболее эффективное мероприятие по увеличению темпа
отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи пласта — это искусственное поддержание пластовой энергии путем закачки в залежь воды или газа (воздуха).
В настоящее время существуют различные схемы поддержа21
ния пластовой энергии. Пластовое давление при закачке воды в
пласт поддерживается путем законтурного и внутриконтурного
заводнения или же различных модификаций этих процессов.
В случае применения в качестве рабочего агента газа (воздуха) его нагнетают в газовую шапку, поддерживая напорный режим залежи, или же искусственно создают газовую шапку в
пластах, где углы падения пород превышают 10—15°.
При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через
специально пробуренные за внешним контуром нефтеносности
нагнетательные скважины.
При разработке большой по площади залежи законтурные
заводнения не дают нужного эффекта. В этом случае энергия закачанной за контуром нефтеносности воды явно будет недостаточна, чтобы в равной степени по всей залежи поддерживать
заданное пластовое давление. В таких случаях осуществляют
внутриконтурное заводнение, для чего нефтяная залежь «разрезается» несколькими рядами нагнетательных скважин на отдельные нефтяные поля, которые эксплуатируются раздельно. Это
позволяет эффективно разрабатывать залежь не только по ее периферии, но и на центральных участках.
Для поддержания или восстановления пластового давления
при помощи нагнетания в пласт газа или воздуха обычно выбирают пласты с крутыми углами падения, имеющие хорошую проницаемость и однородность состава пород. Газ или воздух нагнетают в газовую шапку или, если ее нет, в купольную часть
пласта. Объем нагнетаемого газа должен быть равен объему извлекаемой из пласта продукции (нефти, газа, воды) или превышать его..
Процесс поддержания пластового давления путем закачки в
пласт газа или воздуха требует строительства мощных компрессорных станций со всеми подсобными хозяйствами, что связано
с затратой больших капиталовложений и весьма трудоемко. Поэтому более широкое распространение в промысловой практике
получило поддержание пластовых давлений методами законтурного и внутриконтурного заводнения.
Контрольные вопросы
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Что такое пластовая энергия?
,
Какже Вы знаете режимы работы пласта?
Какой режим наиболее эффективный и почему?
Какие существуют способы добычи нефти?
Что такое статическое и динамическое давления?
Что подразумевают под вторичными методами эксплуатации?
ной коре, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины. Начало скважины называется
устьем, цилиндрическая поверхность — стенкой или стволом,
дно — забоем. Расстояние между устьем и забоем скважины по ее
оси называется глубиной скважины. Глубины нефтяных и газовых
скважин изменяются в широких пределах —от нескольких десятков до нескольких тысяч метров.
Скважины по своему профилю бывают вертикальными или наклонно направленными.
По назначению скважины подразделяют на опорные, параметрические, поисковые, разведочные и добывающие.
Опорные скважины служат для изучения геологического строения и гидрогеологических условий крупных регионов. Они позволяют установить общие закономерности залегания горных пород
в недрах Земли и выявить возможность образования в этих породах месторождений нефти и газа.
Параметрические скважины бурят в тех зонах, где предполагают наличие благоприятных условий для образования нефтяных
и газовых месторождений. Глубинное изучение строения пород с
помощью этих скважин позволяет выявить наиболее перспективные участки для образования месторождений нефти и газа.
Поисковые скважины бурят по данным параметрических скважин и других исследований (например, геофизических) с целью
•открытия новых месторождений нефти и газаРазведочные скважины бурят с целью сбора исходных данных
для составления проекта разработки предполагаемой залежи, открытой поисковым бурением.
Добывающие скважины бурят для извлечения нефти, газа,
пластовой воды (минеральная, иодо-бромистая и др.) из разведанных залежей. В эту категорию входят о ц е н о ч н ы е (для
оценки коллекторов продуктивных горизонтов), н а г н е т а т е л ь н ы е (для закачки в продуктивные горизонты воды, воздуха или
газа с целью поддержания пластового давления), н а б л ю д а т е л ь н ы е и п ь е з о м е т р и ч е с к и е скважины (по контролю
за ведением процессов вторичных методов добычи нефти).
§ 11, СПОСОБЫ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА
БУРЕНИЯ СКВАЖИН
f
Глава 3
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ СКВАЖИН
§ 10. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН
Нефть и газ поступают из залежи на поверхность по скважине.
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка в зем22
Скважину строят методом бурения. Бурением называется процесс создания в земной коре скважины.
Бурение скважины состоит из трех основных процессов: разрушения горной породы на забое, удаления разрушенной породы с
забоя через устье скважины на поверхность, закрепления неустойчивых (обрушающихся) стенок скважины.
Существуют два промышленных способа бурения скважин на
нефть и газ: ударный и вращательный.
При у д а р н о м б у р е н и и породу разрушают ударами специального инструмента —долота, которое опускается в скважину на
23
стальном канате или на штангах. Разрушенная порода, смешиваясь с находящейся в забое водой, образует буровой раствор. Этот
раствор периодически удаляют специальной желонкой, опускаемой на канате.
В настоящее время в Советском Союзе этот способ бурения
почти не применяют.
При в р а щ а т е л ь н о м б у р е н и и породу разрушают долотом, вращающимся под давлением. При использовании этого способа скважину как бы «высверливают» в массиве горных пород.
Вращательный способ бурения делится на роторное бурение и
бурение с забойными двигателями.
При роторном бурении долото получает вращение через колонну бурильных труб от силовой установки, расположенной на поверхности (электродвигатель, дизель, паровая машина и т. п.).
При бурении с помощью забойных двигателей долото получает
вращение непосредственно от двигателя, спускаемого вместе с долотом на бурильных трубах в скважину.
В свою очередь, забойные двигатели делятся на гидравлические, когда используют гидравлическую энергию потока бурового
раствора (турбобуры, объемные двигатели), и электрические, когда используют электроэнергию (электробуры).
В настоящее время в Советском Союзе, кроме перечисленных
способов бурения, разрабатываются новые способы: бурение на
шлангокабеле, вибробурение, бурение без подъема бурильной
колонны для смены долота, гидромониторное, ультразвуковое,
плазменное бурение и др.
Рассмотрим технологическую схему бурения на примере роторного способа. Как уже указывалось, при роторном бурении вращение долоту передается колонной бурильных труб 14, которую
вращает ротор 13 (рис. 3.1). В центре стола ротора имеется
отверстие, через которое проходит рабочая труба 10 квадратного сечения. Эта труба (квадрат) в столе ротора зажимается
специальными клиньями. Стол ротора, получая вращение от двигателя 11, вращает рабочую трубу, а вместе с ней вращается
вся колонна бурильных труб с долотом 17.
Скалываемая порода с забоя скважины выносится промывочной жидкостью, которая подается с поверхности буровыми насосами 26. Промывочная жидкость по нагнетательной линии 23, стояку 9 и буровому шлангу 8 поступает в вертлюг 7. Затем по рабочей трубе и бурильной колонне она доходит до забоя скважины,
проходит через отверстия долота, захватывает выбуренную породу и за трубами вместе со шламом поднимается на поверхность.
На поверхности промывочная жидкость очищается от выбуренного шлама в желобной системе 22 или на вибрационных ситах и
затем снова поступает в приемный мерник 24.
Вертлюг при помощи серьги подвешивают на крюке б, который, в свою очередь, подвешивают к талевому блоку 5. Этот блок
на стальных канатах 2 подвешивают к кронблоку /, установленному на верху вышки 3.
24
Рис. 3.1. Схема буровой установки:
/ - крояблок;
2 — талевый канат; 3 —
й блок;
б
вышка; 4 — полати; 5 — талевый
6 — крюк; 7 — вертлюг; 5 — шланг; 9 —
у
стояк;
10 — рабочая
труба
(квадрат);
--*
// —двигатель лебедки н ротора; 12 —
лебедка; 13 — ротор; 14 — бурильная труба- /5—бурильный замок; IS — забойный.
Г двигатель; /7 — долото; 18 — промежуточJ
пая колонна; 19 — цемент; 20 — кондуктчр; 27 — основание вышки; 22 — желоб;
S3 — нагнетательная линия; 24 — мерник:
^ 25 — приемная линия; 25 — аасос; 27 —
двигатель насоса
Талевая система (кронблок, талевый блок и канат) предназначена для спуска, подъема и удержания на весу бурового инструмента. Она приводится в действие от лебедки 12.
При бурении долото углубляется в породу, колонну бурильных
труб опускают на длину рабочей трубы.
Когда рабочая труба
почти вся опустится в скважину, колонну наращивают. Д л я этого
поднимают над забоем колонну бурильных труб и подвешивают ее
на столе ротора, отвинчивают рабочую трубу и спускают в шурф,
который заранее бурят в правом углу буровой. Затем колонну бурильных труб наращивают очередной трубой. Трубы соединяют
между собой на резьбе при помощи бурильного замка 15. После
наращивания поднимают из шурфа рабочую трубу, соединяют ее
с колонной, доводят долото до забоя и продолжают бурить.
В процессе бурения долото постепенно срабатывается. Чтобы
его заменить новым, бурильные трубы поднимают и развинчивают по несколько штук вместе (свечами). Свечи ставят немного
наклонно, внутри вышки, одним концом на пол (подсвечник), а
другим концом заводят за палец — специальное приспособление
для удержания свечи наверху. После замены долота колонну
вновь спускают на забой и продолжают бурение.
При нормальных условиях процесс бурения складывается из
следующих поочередно повторяющихся операций: спуска инструмента в скважину, бурения, наращивания колонны и периодической замены сработанного долота.
По мере углубления ствол скважины обычно крепят обсадными
трубами, для чего бурильный инструмент поднимают из скважи-'
ны и после промывки в нее спускают обсадные трубы. Промежуток между трубами и стенками скважины заполняют цементным раствором.
В процессе бурения в необсаженной зоне стенки скважины не
обваливаются в результате использования специальных промывочных жидкостей, в частности глинистого раствора. Глинистый
раствор, создавая определенное гидростатическое давление и
циркулируя в скважине, образует на ее стенках глинистую защитную корку.
Вращательное роторное бурение по сравнению с ударным
более совершенно и выгодно. Однако и оно имеет ряд существенных недостатков, основной из которых — необходимость вращать всю бурильную колонну для передачи вращения долоту.
Вращение тяжелой колонны труб связано с затратой огромной энергии и, кроме того, может служить причиной поломок
бурильных труб. При бурении с помощью забойных двигателей 16 колонна бурильных труб не вращается, что снижает аварийность обсадных труб, энергозатраты на вращение колонны и
в целом повышает эффективность строительства скважин.
Контрольные вопросы
1. Что такое скважина? Какие бывают скважины?
2. Назовите основные процессы бурения.
26
3. Какие способы бурения Вы знаете?
4. Как подразделяется вращательное бурение?
5. Какие Вам известны забойные двигатели?
Глава 4
КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН
§ 12. СВЕДЕНИЯ О КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
Сооружение нефтяной и газовой скважин представляет собой
два последовательных процесса: бурение скважины и ее крепление.
Д л я предохранения стенок скважины от обвалов, газо- и водопроявлений, а также для изолирования продуктивных пластов
стенки скважины укрепляют обсадными трубами. Глубина спуска и число обсадных колонн зависят от геологических условий
месторождения и глубины скважины. Обсадные трубы крепятся
в скважине цементным раствором.
При проектировании скважины обосновывают и закладывают
в проект ее конструкцию. Под понятием конструкция скважины
подразумевают число спущенных в скважину обсадных колонн
с указанием их размеров
(глубина спуска, диаметр и толщина
стенок труб), интервалов перекрытия межколонного пространства цементом и диаметра долот, которыми ведется бурение под
каждую колонну.
Выбранная конструкция скважины должна обеспечить:
1) проводку скважины до проектной глубины с учетом геологических условий и уровня применяемой техники и технологии
сооружения скважины;
2) предупреждение и быстрейшую ликвидацию возможных
осложнений и аварий в процессе бурения и эксплуатации скважины;
3) эффективную и длительную эксплуатацию скважины;
4) надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов.
Кроме того, конструкция скважины должна быть экономичной и обеспечивать прочность и долговечность скважины к а к
технического сооружения, достижение запроектированных режимов и охрану недр как в процессе бурения, так и в период эксплуатации.
Проводка скважины заканчивается спуском эксплуатационной
колонны и ее цементированием. Эксплуатационную колонну
спускают в скважину для крепления и разобщения пластов, а
также для извлечения нефти, газа или воды. В современной
практике бурения глубина спуска эксплуатационной колонны
Достигает 9000 м и более. Диаметр эксплуатационной колонны
оказывает большое влияние на стоимость скважины. С точки
Зрения эксплуатации желательно иметь скважину наибольшего
Диаметра, в то же время чем больше диаметр эксплуатационной
27
колонны, тем большие затраты вкладываются в сооружение
скважин (особенно глубоких). Поэтому при проектировании буровых работ стремятся обосновать как можно меньший диаметр эксплуатационной колонны.
В Советском Союзе в качестве эксплуатационных колонн применяются обсадные трубы диаметрами 114, 129, 141, 146, 168 и
219 мм.
При бурении глубоких разведочных скважин или в сложных
геологических условиях часто возникает необходимость изолировать тот или иной пласт, мешающий дальнейшей проводке скважины (резкий перепад давлений вскрываемых пластов, наличие
агрессивных сред, неустойчивость стенок скважины и т. п.).
В таких случаях спускают промежуточную (одну или несколько)
колонну. Диаметры промежуточных колонн зависят от выбранного диаметра эксплуатационной колонны и условий проводки
скважины. Глубина спуска промежуточной колонны определяется геологическими особенностями меторождения.
Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих
видов: сплошные, т. е. перекрывающие весь ствол скважины;
хвостовики — для крепления только необсаженкого интервала
скважины с перекрытием предыдущей колонны не менее чем на
100 м; летучки—специальные промежуточные обсадные колонны,
служащие только для ликвидации локальных осложнений в
скважине. Летучки до устья скважины не наращиваются.
Промежуточную колонну-хвостовик можно наращивать до
устья скважины и использовать в качестве эксплуатационной
колонны.
Для предупреждения размыва устья скважины и обрушения
неустойчивых пород устье крепят направлением, которое представляет собой одну или несколько соединенных между собой
обсадных труб. Направление устанавливают перед началом бурения в специально вырытую шахту строго вертикально по
центру нижнего основания вышки. Обычно глубина спуска направления колеблется от 3 до 5 м.
Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза,
изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на
устье противовыбросового оборудования, а также подвески последующих обсадных колонн спускают кондуктор. Глубина кондуктора может достигать 800 м и более. Кондуктор, как правило, цементируют до устья.
Если после кондуктора спускают только одну эксплуатационную колонну, то такая конструкция называется одноколонной.
При спуске после кондуктора одной или двух промежуточных
колонн конструкцию называют двух- или трехколонной.
Проектирование конструкции скважины начинается с выбора
диаметра эксплуатационной колонны, после чего выбирают диаметры остальных колонн.
Диаметр долота, а следовательно, и диаметр скважины обусловливается диаметром муфты обсадной колонны и величиной
26
зазора между муфтой и стенками скважины для заполнения еецементным раствором.
Диаметр долота ОЛ определяют ю формуле
(4.1)
где О м — диаметр муфты спускаемой колонны обсадных труб,
мм; 6—зазор между муфтой и стенками скважины, мм.
Величину зазора выбирают с учетом жесткости колонны, глубины ее спуска, искривленности ствола скважины, устойчивости
стенок и ряда других факторов. Рекомендуются следующие зна,чения между стенкой скважины и муфтой обсадных труб:
Наружный диаметр обсадной колонны мм
114, 127
141. 146, 159
168, 194
Зазор 4, мм
Ю
15
20
Наружный диаметр обсадной колонны,'мм
219, 245
273, 299
325, 351
361, 426:
Зазор в, мм
25
30
35
40
Сооружение газовых скважин имеет специфические особенности, которые должны учитываться при выборе конструкцииг
при эксплуатации газовой скважины давление на устье приблизительно равно давлению на забое; колонна часто подвергается
чрезмерной вибрации из-за больших дебитов и значительной ско-рости движения газа по стволу; кроме того, газ) обладает значительной подвижностью и легко проникает в самые незначительные неплотности.
Поэтому в конструкциях газовых скважин повышенные требования предъявляются не только
к прочности колонн, но и к определенной устойчивости и жесткости их, а также к герметизации
как резьбовых соединений, так и
затрубного пространства.
Конструкция скважины приведена на рис. 4.1. Сплошными
линиями показаны обсадные колонны, число у верхнего конца
линии означает диаметр колонны
(в мм), у нижнего конца—глубину спуска (в м). Интервалы
цементирования показаны штриховкой.
§ 13. ОБСАДНАЯ КОЛОННА
И ЕЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ
ОСНАСТКА
Обсадную колонну составляЮТ ИЗ СТаЛЬНЫХ Труб, Соединен-
Рис
- *•!• Конструкция скважины:
Г
е
£и~ ёшажт»? 1 - n S p S m e T - K №
НЫХ МеЖДу СОбоЙ С ПОМОЩЬЮ Дуктор, 3 — промежуточная колонна, 4 —
npatfiij u n n л в а п ™
хвостовик, S — эксплуатационная колоива;
рельОЫ ИЛИ СВарКИ.
6
—профиль
ствола,
скважины
29
Обсадные трубы должны обладать достаточной прочностью
на сжатие наружным давлением горных пород и промывочной
жидкости, находящейся в затрубном пространстве; выдерживать
нагрузку от собственного веса при спуске и подъеме и от трения
о стенки скважины; выдерживать заданное наружное и внутреннее давление, а их муфтовые соединения должны быть непроницаемыми для газа, нефти и воды.
В соответствии с ГОСТ 632—80 стальные бесшовные обсадные трубы и муфты к ним по точности и качеству изготовляют
в двух исполнениях (А и Б) из сталей нескольких групп прочности (табл. 4.1).
•
^
•
1
—
'\35°
2
]
\35'
$
'1
: JL7
Т а б л и ц а 4.1. Механические свойства сталей для обсадных
труб
Свойства
временное сопротивление, МПа
Предел текучести, МПа
Относительное удлинение, »/«
Группа прочности стали
С
Д
550
320
14
650
380
12
К J Е
700
500
10
750
550
10
л
м
800
650
10
900
760
10
1100
760
10
Трубы и муфты к ним группы прочности К и выше должны
быть подвергнуты термической или термомеханической обработке. Содержание фосфора или серы в этих сталях допускается не
более 0,045%, а мышьяка — не более 0,5%.
Обсадные трубы изготовляют с постоянным наружный диаметром и различными толщинами стенок. Увеличение толщины
стенки достигается соответствующим уменьшением внутреннего
диаметра.
Трубы
выпускаются
длиной от 9,5 до 13 и.
ГОСТ 632—80 предусматривает изготовление труб с нормальной
и увеличенной длиной резьбы, получившей название трубной
(рис. 4.2).
Стальные обсадные трубы выпускают с муфтами, при помощи которых их свинчивают в колонну. На каждую трубу на
заводе навинчивают муфту при помощи муфтонаверточного станка. Концы каждой трубы имеют наружную, а концы муфты —
внутреннюю резьбу. Резьба муфт должна быть оцинкована или
фосфатирована. Концы труб покрывают антикоррозийной смазкой, обеспечивающей герметичность соединения.
Для предохранения резьбы от повреждения и загрязнения
при транспортировке и хранении на свободный конец трубы навинчивают предохранительное кольцо, а в муфту навинчивают
предохранительный ниппель.
Согласно ГОСТ 632—80, обсадные трубы должны выдерживать испытание внутренним гидравлическим давлением р
(в МПа), которое вычисляют по формуле
p=26R/D,
(4.2)
где Ь — номинальная толщина стенки, мм; D — номинальный наружный диаметр трубы, мм; R — допускаемое напряжение, МПа.
30
р и с 4.2. Резьбовое соединение
и
профиль резьбы обсадных
труб (по ГОСТ 6 3 2 - 8 0 ) :
а — элементы соединения; 6 — профиль реэьОьг; ! — труба; 2 — муфта
Кроме труб с резьбой треугольного профиля отечественные
заводы выпускают обсадные муфтовые трубы ОТТМ и ОТТГ и
обсадные безмуфтовые трубы ТБО с резьбой трапецеидального
профиля, рассчитанные на повышенную осевую нагрузку и
герметичность.
В СССР широко применяют также обсадные колонны со
сварными соединениями. Использование таких колонн позволяет
облегчить условия проводки глубоких скважин, получить наиболее герметичные соединения труб, сократить расход металла на
1 м проходки и облегчить конструкцию скважины.
Для сварных колонн применяют в основном трубы группы
прочности Д и хорошо свариваемые трубы из стали марки
20ХГ2Б, которые относятся к группам прочности Л и М.
За рубежом обсадные трубы изготовляют в основном по стандартам АНИ (Американский нефтяной институт). Эти стандарты предусматривают несколько конструкций резьбовых соединений (обычной и повышенной герметичности). Для повышения герметичности обычных резьбовых соединений применяют уплотнительные кольца из фторопласта, которые вставляют в специальные
канавки, проточенные в резьбовой части муфты.
Под т е х н о л о г и ч е с к о й о с н а с т к о й о б с а д н ы х к о л о н н подразумевают определенный набор устройств, которым
оборудуют колонну для обеспечения ее качественного спуска ft
цементирования в соответствии с принятой технологией.
К оснастке обсадных колонн относят башмаки, клапаны, посадочные кольца, центраторы, скребки и турбулизаторы, а также
разъединительные, подвесные и стыковочные устройства для секций и хвостовиков, муфты ступенчатого цементирования.
31
Башмак. Колонные башмаки (рис. 4.3) предназначены для
•оборудования низа обсадной колонны с целью направления ее по
стволу скважины и защиты от повреждений при спуске. Башмак
.делают из стального толстостенного патрубка длиной не более
•0,8 м с толщиной стенки 15—20 мм и оборудуют направляющей
насадкой (пробкой), изготовляемой из чугуна, алюминия или бетона. В насадке предусмотрены торцовые и боковые отверстия
.для прохода промывочного и цементного растворов.
Обратные клапаны. Над башмачным патрубком устанавливают обратный клапан, который служит для предотвращения обратного движения тампонажного или бурового раствора из скважины
.в колонну. Обратный клапан позволяет облегчить вес спускаемой
колонны (уменьшить нагрузку на талевый канат, на вышку и фундамент), а также создает циркуляцию раствора в скважине вследствие интенсивного вытеснения его при спуске колонны. При этом!
Рис. 4.3. Башмаки:
а — башмак с чугунной напрааляющгй
насадкой Типа БП: / — башмак. 2 — направляющая насадка; б — башмак с бетинной направляющей насадкой типа БК:
/ — корпус, 2 — заглушка, 3 — направляющая насадка
повышается давление в затрубном пространстве, что может вызвать
гидроразрыв пласта и поглощение тампонажного раствора.
По принципу действия обратные клапаны разделяют на три
основные группы: исключающие перемещение жидкости из заколонного пространства в колонну; обеспечивающие самозаполнение
обсадной колонны жидкостью при определенном перепаде давления на клапан, но исключающие обратную циркуляцию жидкости;
обеспечивающие постоянное заполнение обсадной колонны и позволяющие вести ее промывку методом обратной циркуляции.
В зависимости от вида запорного элемента клапаны первой
группы бывают тарельчатые или шаровые" (рис. 4.4, а, в). Шаровые обратные клапаны наиболее герметичны. Дроссельные клапаны типа ЦКОД (рис. 4.4, б) обеспечивают саморегулируемое заполнение колонны раствором через отверстие в дросселе:
. Упорное кольцо «стоп». Над обратным клапаном на расстоянии 10—20 м на стыке обсадных труб устанавливают упорное
кольцо, предназначенное для посадки цементировочной пробки и
получения четкого сигнала об окончании процесса цементирова-
Рис. 4.4. Обратные клапаны:
а — тарельчатый:
/ — корпус, 2 — шток,
3 — гайка верхняя, 4—шайТЗа, 5 — пружнна, 6 — втулка, 7 — седло, 3 —тарелка,
9 — гайка нажимная; б — шаровой: / —
нажцмная гайка, 2 — набор разрезных
шайб, 3 — резиновая диафрагма, 4 ~- опорное кольцо, 5 — корпус, 6 — пластмассовый шар: 7 — ограничительное кольцо,
S — резинотканевая мембрана, 9 — дроссель; з — дроссельный типа ЦКОД: 1 —
муфта, г—втулка, -3 — штифт, 4 ~ седло,
5 — резиновое уплотнктельное кольцо. 6 —
резиновая манжета, 7 — шайба, 8 — кольцо, 9—карболитовыи
шар,
to—ограничитель шара
.
Рнс. 4.5. Схема центратора:
I, 3 — обояиы; 3 — пружина;
яое кольцо; 5 — клин
4 — стопор-
Рис.
4.6.
Проволочно-пружинный
«кребок. корончатого типа:
f — рабочий элемент: 2 — накладка; 3 —
корпус; 4 — соединительный штырь
3-5080
33
ния. Упорное кольцо изготовляют из
серого чугуна в виде шайбы толщиной 15—20 мм с центральным отверстием, диаметр которого на 50—60 мм
меньше наружного. Роль упорного
кольца может выполнять шаровой обратный клапан.
Центраторы (рис. 4.5), Центраторы
предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью получения
последующего качественного разобщения пластов. Применяют центраторы двух видов — пружинные разборные и жесткие неразборные. Центрирующими элементами в пружинных
фонарях служат пружины-арки, а в
жестких — ребра с различной формой
сечения. Наружный диаметр центратора по пружинам должен на 50—55 мм
превышать диаметр скважины. Расстояние между центраторами зависит
от искривления ствола скважины и
характера продуктивного пласта и
обычно составляет 10—15 м.
Скребки (рис. 4.6). Скребки устаРис. 4.7. Турбулизатор с менавливают на обсадной колонне для
таллическими лопастями:
разрушения глинистой корки на стен/ — корпус; 2 — лопасть; 3 — БИТОЙ
ках скважины при расхаживании обКЛИН; 4 — труба
садной колонны в процессе ее цементирования, а также для армирования цементного камня. Известны
два типа скребков — радиальные и гребенчатые; первые охватывают трубу по периметру, вторые монтируют вдоль колонны, по ее
образующей.
Турбулизаторы (рис. 4.7). Турбулизаторы устанавливают на
обсадной колонне для завихрения восходящего потока тампонажного раствора в затрубном пространстве при цементировании
скважины. Обычно турбулизаторы размещают против границ зон
ущирений ствола скважины, что позволяет удалить буровой раствор из застойных зон. Турбулизаторы устанавливают на расстоянии не более 3 м друг от друга. Конструктивно турбулизаторы
выполняются или с металлическими лопастями, или с резиновыми. Лопасти, как правило, устанавливаются на корпусе турбулизатора под углом 35°.
§ 14. ЦЕЛЬ И СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
В понятие «крепление скважин» входят такие работы, как
спуск обсадных колонн и их цементирование. Процесс закачки
34
цементного раствора в затрубное пространство называется процессом цементирования. Этот процесс — заключительная операция
цикла бурения и важнейший этап сооружения скважины. От качества цементирования зависят надежность разобщения пластов,
продолжительность эксплуатации скважин и разработка всего
месторождения в целом.
Крепление и цементирование скважины проводятся для того,
чтобы: 1) создать надежный и долговечный канал для транспортирования жидкости (газа) от эксплуатационных горизонтов к
дневной поверхности или в противоположном направлении; 2) укрепить неустойчивые породы; 3) изолировать вскрытые пласты
один от другого и предотвратить водогазопроявления и перетоки
жидкости или газа из одного горизонта в другой; 4) предохранить колонну обсадных труб от смятия и коррозии; 5) закрепить
(при необходимости) колонну обсадных труб на любом расстоянии от забоя.
Вскрываемые при раабуривании месторождения горизонты отличаются условиями залегания, литологическим составом, проницаемостью, степенью насыщенности и другими особенностями.
Многообразие этих факторов привело к созданию различных методов цементирования. Все они могут быть подразделены на первичные и вторичные. Первичные проводятся сразу после бурения,
т. е. впервые; вторичные (повторные) проводятся после первичных— это, как правило, ремонтные работы (устранение межпластовых перетоков, негерметичности затрубного пространства,
ликвидация водогазопроявлений и т. п.).
В настоящее время первичное цементирование может быть
одно- и двухступенчатым, секционным, манжетным; кроме того,
применяют обратное цементирование, цементирование под давлением, цементирование хвостовика и т. д.
Все работы по цементированию преследуют одну и ту же цель:
изолировать продуктивный горизонт от окружающей среды и
обеспечить максимальный приток нефти и газа к забою скважины.
§ 15. ПЕРВИЧНЫЕ СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Цементирование прямое одноступенчатое
Цементирование по этому способу осуществляют в тех случаях, когда скважина не имеет осложнений, перекрываемые пласты
не поглощают раствора, высота перекрытия ствола скважины цемевтным раствором позволяет цементировать при однократной
подаче цементного раствора.
После спуска в скважину обсадной колонны на верхней муфте укрепляют промывочную головку, обвязывают ее с насосами
буровой установки и приступают к промывке скважины. Если
промывку скважины предполагается проводить не более 30 мин,
ТО допускается установка цементировочной головки вместо промы3
*
35
Рис. 4.8. Схема цементирования по способу сплошной заливки:
/ — цементировочная головка;
2 — н и ж н я я пробка; 3 — центратор;
4— обсадная колонна; 5—обратный клапан; 6 — башмак колонны,
7 —верхняя пробка; 8 —цементный раствор
вочной. В противном случае при длительной промывке могут быть
разъедены краны и цементировочная головка выйдет из строя.
Во время промывки скважины (а иногда и до этого) бригада
по цементированию проводит подготовку к цементировочным работам: загружает цементосмесительные машины, обвязывает цементировочные агрегаты, заготовляет продавочную жидкость и
воду для затворения цемента и т. д.
По окончании промывки скважины промывочную головку заменяют цементировочной и подсоединяют ее к обвязке агрегатов.
Перед закачкой цементного раствора в колонну спускают нижнюю
пробку (рис. 4.8, а) и одновременно включают цементосмесительные машины для приготовления цементного раствора и насосы
36
цементировочных агрегатов для закачивания приготовляемого
раствора в скважину.
После закачки цементного раствора в скважину сбрасывают
верхнюю цементировочную пробку (рис. 4.8, б) и приступают к закачиванию продавочной жидкости. В колонне цементный раствор
движется между двумя пробками, которые отделяют его от бурового раствора, предотвращая от загрязнения; объем продавочной
жидкости строго контролируется.
Нижняя пробка, проталкиваемая цементным раствором, садится на упорное кольцо, после чего давлением жидкости продавливается диафрагма пробки и цементный раствор из колонны через образовавшееся отверстие в пробке и башмак колонны поступает в затрубное пространство. Первые порции цементного
раствора, выходящего из колонны, частично смешиваются с глинистым раствором. Эта смесь находится за колонной, на самом
верху, и существенного влияния на качество крепления колонны
и разобщения пластов не оказывает.
Когда остается 1—2 м3 продавочной жидкости, закачиваемой
в скважину, интенсивность ее закачки снижается. Одним-двумя
агрегатами на пониженных режимах работы цементировочных насосов ведут процесс до посадки верхней пробки на нижнюю
(рис. 48, в).
Момент схождения пробок называется моментом «стоп» и характеризуется повышением давления. Давление при. схождении
пробок обычно не должно превышать 5—10 % рабочего давления.
Посадка верхней пробки — один из ответственных моментов
в процессе цементирования. Поэтому при продавливании последних порций жидкости следует соблюдать особую осторожность и
прекращать продавку при резком повышении давления, чтобы
предотвратить разрыв колонны.
По окончании цементирования сбрасывают давление в колонне
до нуля и оставляют ее в покое, пока цементный раствор за колонной не затвердеет.
В настоящее время при проведении прямого одноступенчатого
цементирования в большинстве случаев пользуются, к сожалению,
одной (верхней) цементировочной пробкой. Отказ от применения
нижней пробки ведет к увеличению объема смеси цементного
раствора с буровым, что отрицательно сказывается на качестве
крепления верхних интервалов скважины — и процесс продавки
цементного раствора в большинстве случаев ведется при повышенных давлениях.
Прямое одноступенчатое цементирование долгое время оставалось основным технологических способом крепления и цементирования скважин, Однако резкое увеличение глубин скважин, рост
забойных температур и давлений, чередование устойчивых и
склонных к гидроразрыву пород, наличие в разрезе горизонтов
с аномально высокими и низкими давлениями вызвало изменение
технологии спуска обсадных колонн и разработку новых способов
крепления и цементирования скважин.
Ступенчатое цементирование
На практике ступенчатое цементирование (двух- или трехступенчатое) применяется в следующих случаях: 1) тампонажный
раствор не может быть поднят на требуемую высоту в одну ступень (по геологическим, техническим или другим причинам); 2) в
зоне подъема тампонажного раствора имеются пласты с резко
различающимися температурами, оказывающими заметное влияние на сроки схватывания раствора; 3) отсуствует тампонажный
раствор, сроки схватывания которого обеспечивали бы безаварийное проведение цементирования во времени; 4) на буровую
нельзя одновременно вызвать расчетное количество цементировочного оборудования (агрегаты,
цементосмесительные машины);
5) отсутствует необходимое количество тампонажного материала;
6) процесс цементирования второй ступени колонны необходимо
провести с разрывом во времени.
Процесс двухступенчатого цементирования проводится в две
стадии с использованием специальной муфты (рис. 4.9,а): вначале цементируется нижняя часть
колонны, затем — верхняя.
Двухступенчатое
цементирование осуществляется в следующем порядке. При спуске обсадной колонны на выбранной глубине устанавливают заливочную
муфту, которая состоит из корпуса 7, соединенного с обсадной
колонной 1 верхним 2 и нижним
12 переводниками. Внутри корпуса помещаются нижний стальной
цилиндр 9 с чугунным седлом 10
для нижней пробки и верхний
стальной цилиндр 6 с чугунным
седлом 3 для верхней пробки.
Для восстановления циркуляции через муфту в ее корпусе
просверлены два заливочных отверстия 8 и четыре отверстия с
резьбой для стопоров 5.
Внутри корпуса сделана цилиндрическая выточка для стопорного кольца 4, удерживающеРис. 4.9. комплект муфты для двух- ™ верхний цилиндр от движения
ступенчатого цементирования
вверх ВО время спуска И подъема
38
бурильных и насосно-компрессорных труб. На наружной поверхности цилиндров имеются цилиндрические выточки под резиновые
уплотнения 11 и углубления для стопора. На торцах цилиндров и
в нижнем переводнике имеются углубления и соответствующие им
выступы, исключающие возможность поворота цилиндров внутри
корпуса.
В комплект муфты входят две пробки: нижняя (рис. 4.9, в)
и верхняя (рис. 4.9, б). Эти пробки имеют резиновые манжеты
13 и 15 для уплотнения и резиновые кольца 14 и 16 для предохранения пробки от разрушения при ее посадке в гнездо.
На поверхности перед спуском в скважину муфту проверяют и
впрессовывают жидкостью для определения герметичности резьбовых соединений и уплотнений цилиндров.
Цементирование с заливочной муфтой осуществляют в два
приема. Вначале в колонну закачивают первую (нижнюю) порцию цементного раствора. Этот раствор продавливается сначала
первой порцией продавочной жидкости, равной внутреннему объему колонны от муфты до условного положения упорного стопкольца в башмаке колонны. Во избежание перекачки цементного
раствора и оголения башмака колонны высоту цементного стакана несколько завышают (40—50 м) в расчете на последующее его
разбуривание. Чтобы в колонне получить цементный стакан требуемой высоты, необходимо при первой ступени цементирования
тщательно контролировать объем продавочной жидкости.
По окончании прокачивания первой порции продавочной жидкости в колонну спускают нижнюю пробку (открывающую муфту)
и закачивают вторую порцию продавочной жидкости
(рис. 4.10, а), количество которой соответствует внутреннему объему колонны от устья скважины до места установки муфты. Можно вместо второй порции продавочной жидкости закачивать сразу
цементный раствор для второй ступени, В этом случае цементирование будет непрерывным.
Пробка, дойдя до муфты, плотно садится в нижнее гнездо и
при избыточном давлении 2—3 МПа срезает стопорные болты
нижнего внутреннего цилиндра, который движется вниз и открывает заливочные отверстия (рис. 4.10, б). При этом давление в
насосах падает, циркуляция раствора через башмак колонны прекращается и ведется через отверстия муфты. На этом заканчивается первая ступень цементирования скважины.
Цементирование второй ступени может быть проведено через
какое-то время или же сразу по окончании цементирования первой
ступени. В этом случае, если планируется цементирование второй
ступени без разрыва во времени, сразу после окончания процесса
цементирования первой ступени приступают к соответствующей
подготовке: заполняют емкость агрегатов водой и продавочной
жидкостью и устанавливают смесительные машины.
После этого закачивают в колонну вторую (верхнюю) порцию
Цементного раствора, вставляют верхнюю пробку и далее ведут
работы, как при обычном цементировании.
муфты
закрыты герметично. При этом цементного стакана в колонн 6 (в интервале муфты) не остается.
При применении заливочной муфты низ колонны оборудуют,
.как правило, двумя обратными клапанами, которые препятствуют
поступлению цементного раствора обратно при промывке колонны
.через, заливочные отверстия в муфте, Ниже и выше муфты на
расстоянии 2—3 м устанавливают по одному пружинному фонарю Для ее центровки в скважине. Упорное кольцо в башмаке
.колонны не устанавливают.
Если цементный раствор за колонной поднимают на большую
высоту, то муфту устанавливают на середине интервала проектной высоты подъема. Если изолируют два продуктивных горизонта, то муфту устанавливают ниже верхнего горизонта на 10—30 м.
Во всех случаях двухступенчатого цементирования муфту ре.комендуетея устанавливать против пачек глин.или других низко. проницаемых пород.
: • '
Рис. 4.10. Схема двухступенчатого цементирования
Пробка, дойдя до муфты, садится в верхнее гнездо. Под действием избыточного давления стопорные болты верхнего цилиндра срезаются, и он, сдвинувшись в нижнее положение,
перекрывает отверстия муфты (рис. 4.10,а). В этот момент давление на насосах резко возрастает. Как только оно достигает
заданной величины, цементирование считают законченным.
Герметичность перекрытия отверстий проверяют открытием
крана на цементировочной головке. Отсутствие обратного движения жидкости через кран свидетельствует о том, что отверстия
40
'
"
Цементирование хвостовика и колонн,
спускаемых секциями
Крепление скважин обсадными колоннами-хвостовиками впервые в Советском Союзе было осуществлено на Кубани. До этого
. хвостовики применялись только при заканчивапии скважин в
качестве последней колонны.
Этот метод позволяет упростить и облегчить конструкцию
скважины, перекрыть осложненные интервалы на больших глубинах с минимальной затратой времени и металла, использовать
обсадные трубы с пониженными прочностными характеристиками.
В креплении скважин колоннами, спускаемыми хвостовиками
и секциями, и их цементировании имеется много общего. Хвостовики и нижние секции колонн спускают на бурильных трубах
с применением разъединителя или подвесного устройства. Для
конкретных условий выбирают определенный тип разъединителя или подвесного устройства, которые отличаются друг от
• Друга способом подвески, принципом действия механизма и
конструктивными особенностями.
Разъединители бывают резьбовые и безрезьбовые, которые
делятся на кулачковые, замковые, штифтовые. Успех крепления
скважин хвостовиками (секциями) в значительной мере определяется выбором типа разъединителя, обеспечивающего безаварийный спуск и разъединение бурильных труб от обсадной колонны.
. Во избежание деформации от собственного веса секций обсадных «олонн или хвостовиков после их разгрузки на забой и от
напряжений кручения при отвинчивании колонны бурильных
т
Руб для создания необходимой устойчивости колонну следует
Подвешивать. Подвесные устройства классифицируются на клиновые, упорные и на цементном камне.
Цементирование хвостовикоз (секций) возможно как с разделительной
цементировочной пробкой, так и без
нее. Первый способ наиболее совершенен.
Рассмотрим процесс цементирования хвостовиков без цементировочной
пробки.
После спуска колонны на последнюю трубу обсадной колонны навинчивают муфту 7 специальной конструкции (рис. 4.11), в которую на левой резьбе ввинчивают специальный
переводник 1. Конструкция муфты
в случае необходимости позволяет нарастить хвостовик 9 обсадными трубами до устья. Далее обсадную колонну допускают на бурильном инструменте до забоя. В верхней части первой секции на расстоянии 6—8 м от
специальной муфты и друг от друга
Устанавливают
два
центрирующих
пружинных фонаря.
Процесс цементирования можно
вести как через бурильный инструмент, ведущую трубу, вертлюг со
Рис. 4.11. Переводник
для
подвески обсадной колонны
шлангами, к которым подключаются
(хвостовика)
на
цементном
цементировочные агрегаты, так и через
камне
цементировочную головку. В месте
подключения буровых шлангов к отводам вертлюга устанавливаются задвижки высокого давления.
В первом случае длину бурильной колонны рассчитывают так,
чтобы ведущая труба заходила в скважину в процессе цементирования не менее чем на ! /з своей длины. Во втором случае предусматривается после цементирования навинчивание ведущей
трубы и доспуск обсадной колонны на 3—4 м.
После закачки цементного раствора и расчетного количества
продавочной жидкости снижением давления проверяют надежность работы обратных клапанов; затем в бурильные трубы
сбрасывают стальной шар 2 диаметром 75 мм.
Одним цементировочным агрегатом в бурильных трубах
создается давление 4—6 МПа, под действием которого срезаются
шпильки 6 и седло клапана 3 с уплотнительными кольцами 5
занимает нижнее положение у упорного кольца 8. Это отмечается
снижением давления на насосе агрегата. При перемещении седла
клапана в нижнее положение открываются отверстия 4, через
которые вымывается цементный раствор, поднявшийся выше
отверстий. Удалив из скважины избыток цементного раствора
(прокачивают не менее 1,5—2 объемов раствора затрубного про42
•
РИС. 4.12. Схема цементирования хвостовика с разделительной пробкой:
странства от специального переводника до устья), разъединяют
хвостовик и бурильные трубы, вращая последние вправо.
После отвинчивания бурильную колонну вместе с переводником, седлом клапана и шаром извлекают на поверхность и оставляют скважину на ОЗЦ.
В процессе цементирования хвостовиков без разделительной
пробки трудно рассчитать высоту цементного стакана, так как
она иногда составляет 100 м и более.
В настоящее время разработана технология цементирования
хвостовика с разделительными пробками (рис. 4.12). Пробка
состоит из двух частей — верхней и нижней, нижняя часть подве43
Таблица
4.2. Основные параметры пробок ПВЦ
Диаметр, им
Шифр пробки
ПВЦ 140-168
П Щ 178-194
ПВЦ 219-245
ПВЦ 273-299
ПВЦ 224-340
наружной обсадной
колонны
140,
178,
219,
273,
324,
146, 168
194
245
299
340
пробки
158
185
235
290
328
Высота
пробки, мм
Масса
пробка, г
205
225
290
350
390
5
8
18
28
37
шивается на специальном патрубке в хвостовике с помощью
штифтов, верхняя часть пробки движется по колонне бурильных
труб. Когда верхняя часть пробки садится в отверстие нижней и
перекрывает его, создается избыточное давленде (порядка 3,5—
4 МПа) и штифты срезаются. Обе части пробки движутся вместе,
отделяя буровой раствор от цементного в обсадной колонне,
и позволяют зафиксировать окончание процесса продавки в момент посадки на стоп-кольцо.
По окончании цементирования ротором с помощью аварийных
клиньев отвинчивают бурильный инструмент.
Разделительные цементировочные пробки служат для предотвращения смешения цементного и бурового растворов, очистки внутренних стенок колонн от цементного раствора и определения момента окончания процесса цементирования.
По назначению пробки подразделяют на н и ж н и е и в е р х н и е . Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачиванием тампонажного раствора, верхнюю —
после его закачивания. Нижняя пробка имеет центральное отверстие, которое перекрыто легкоразрушаемой диафрагмой, верхняя—
глухая.
В настоящее время наибольшее распространение получили
верхние самоуплотняющиеся резиновые пробки типа ПВЦ
(табл. 4.2) с чугунным или алюминиевым цилиндрическим осто-
Рис. 4.13. Разделительные пробки;
а, 6 — нижняя и верхняя самоуплотняющиеся с металлическим остовой; в —
самоуплотняющаяся, резиновая
44
Рис. 4.14. Разделительные пробки
типа СП:
V. 6 — верхние секции пробок для бурильных труб; 0, г — нижние секции пробок
для обсадных труб: / — резиновые манжеты, 2 — корпус, 3 — седло, 4 — средние
калиброванные штифты, 5 — дистанционная втулка
о
вом (рис. 4.13,а,б), а также полностью резиновые с направляющей металлической шайбой (рис. 4,13,а).
К разделительным пробкам предъявляются определенные требования. Прочность пробки должна быть такой, чтобы она не
разрушалась ни в процессе транспортирования ее до забоя, ни в
момент посадки на стоп-кольцо. Кроме тогр, материал, из которого изготовляется пробка, должен хорошо разбуриваться.
Для цементирования хвостовиков и секций обсадных .колонн
применяют верхние двухсекционные пробки типа СП, состоящие
из двух частей: нижней (рис. 4.14,а,б), подвешиваемой на срезных штифтах в обсадной колонне или на специальном патрубке,
ввинченном в бурильную трубу, на которой подвешена секция
(хвостовик) колонны, и верхней (рис. 4.14,а,г), прокачиваемой
по бурильной колонне.
Нижняя пробка имеет проходное (одно или несколько) отверстие с посадочным седлом для верхней пробки. Верхняя пробка
аналогична пробке типа ПВЦ, выполненной полностью из резины
и имеющей торцовую шайбу. В процессе цементирования верхняя пробка, проходя по бурильной колонне и отделяя тампонажный раствор от продавочной жидкости, в момент выхода из
бурильной колонны взаимодействует с нижней подвесной пробкой, перекрывает в ней проходное отверстие и при расчетном
избыточном давлении срезает калиброванные штифты. Далее обе
пробки, образующие единое звено, уже в обсадной колонне разобщают тампонажный раствор и продавочную жидкость.
Основные технические данные пробок типа СП приведены
в табл. 4.3.
При двухступенчатом цементировании применяются специальные разделительные пробки (см, рис. 4.9), которые должны не
45
юных пробок типа СП
Т а б л и ц а 4.3. Основная техническая характеристика
двухсекци
секция
Нш&няя секцня
Верхняя
Типоразмер
лробкн
Днаывтр
Рисунок
труб.
mi
Уплотняемый диаметр, мм
1
Габариты, им
наибольший
наименьший
D
н
СП-140Х168
СП-178Х194
4.14,0
114
127, 140
124
68
128
230
СП-219Х245
СП-273Х299
СП-324Х351
СП-377
СП-407Х426
4.14,6
140, 146
130
91
131
236
только разделять цементный и буровой растворы в процессе
продавки, но и создавать условия для открытия и закрытия боковых отверстий в специальной муфте.
При двухступенчатом цементировании могут применяться
одна или две разделительные пробки.
Способ обратного цементирования
Под обратным цементированием понимается процесс, при
котором цементный раствор закачивается в затрубное пространство, а находящийся в скважине буровой раствор выходит через
колонну цементируемых обсадных труб. Главная особенность обратного цементирования — возможность закачки тампонажных растворов, плотность которых меньше плотности жидкости в скважине«
Этот способ обычно применяется, когда в разрезе скважины
имеются непрочные пласты, подверженные гидроразрыву при
небольших давлениях, или как ремонтно-восстановительный при
обнаружении течи в эксплуатационных обсадных колоннах. Способ имеет ряд преимуществ: значительно снижается гидравлическое давление на пласты, что предотвращает гидроразрыв и
поглощение; сокращается время операции в связи с отсутствием
(сокращением) этапа продавливания цементного раствора; при
подаче тампонажного раствора непосредственно в затрубное пространство отпадает необходимость обрабатывать реагентами весь
объем раствора; возможна подача тампонажного раствора в турбулентном режиме, что очень важно для полного вытеснения бурового раствора тампонажным.
'
Способ обратного цементирования известен давно, но широкого практического применения не 'получил из*за присущих ему недостатков: отсутствует надежный контроль за движением тампонажного раствора 'в затрубном пространстве; трудно определить
конец операций; продуктивные горизонты перекрываются загряз-
т
Масса,
кг
Рисунок
Дианетр
обеядиых
колонн,
КВОСТОВИ*
Уплслняеыын
диаметр, нн
Габариты, ыы
Масса,
КГ
ков,
ыы
наибольший
*яи меньший
D
В
Допустимы*
перепад
давлений,
МПа
1,7
4.14,в
140; 168
178; 194
154
180
124
154
158
185
245
260
8,6
11,0
60
2,2
4Л4,г
219;
273;
324;
377
407;
230
282
333
359
406
195
249
300
353
382
236
285
335
364
410
367
400
500
634
700
15,5
23,3
31,0
73,0
104,0
40
245
299
351
426
ненным тампонажным раствором; в колонне образуются завышенные цементные стакалы.
Из леречисдедаых недостатков основной — трудность практического определения конца операции, т. е. момента, когда цементный раствор входит в башмак. В настоящее время эта проблема
успешно решается и способ обратного цементирования находит
все более широкое применение в промысловой практике.
Для осуществления обратного цементирования затрубное щгоспранство герметизируется лревентором, Превентор относится к
устьевому оборудованию и устанавливается на последней колонне
кондуктора. Корпус превентора состоит из плашек с отверстиями
поя бурильные или обсадные трубы с резиновыми уплотнениями
и механизма для управления передвижением плашек. Нагнетательные линии цементировоиных агрегатов обвязываются с затрубным пространством через крестовину превентора. Выходящий
из трубного пространства буровой раствор направляется через
сбросные отводы в желоб.
Количество закачиваемого цементного раствора контролируют
или по расчету, или прибором гамманкаротажа (ГК). Прибор
опускают в башмак колонны и с первой .порцией цементного раствора вводят ампулу с радиоактивным изотопом, что дает возможность четко контролировать .границу между буровым и тампонажным растворами. При .появлении активированного изотопом цементного раствора в башмаке колонны, что отмечается прибором
ГК, процесс цементирования считается оконченным.
Манжетный способ цементирования
Манжепное цементирование применяют на месторождениях с
низким пластовым давлением или -с сильно дрениррванными, подверженными гидроразрыву и поглощению цементного раствора
пластами. При этом способе вскрытая часть продуктивного пласта
47
В настоящее -время все чаще при манжетном способе цементирования вместо ;манжеты применяют специальные пакеры, которые надежно разобщают продуктивный, склонный к поглощениюпласт от вышележащих пластов, подлежащих цементированию.
Пакер —это приспособление для разобщения пласта с затрубным
•пространством или двух пластов между собой. Основные элементы пакера— резиновые (металлические и др.) уплотнения, которые, упираясь в стенки скважины, разобщают пласты. При манжетном цементировании пакер устанавливается над фильтром, а
процесс цементирования ведется выше фильтра через заливочные
отверстия двухступенчатой муфты, которая входит в комплект
оборудования пакера. .
;
Цементирование с противодавлением
Рис. 4.15. Патрубок с манжетой (о) и схема цементирования (б)т
/ — мзижета: 2 — отверстие для цементирования; 3 — прямой клапан; 4 —
патрубок с манжетой; 5 — верхняя разделительная пробка; б— цементный
раствор; 7— нижняя разделительная пробка; S — стоп-кояьцо; 9 — фильтр
переврывается фильтром (рис. 4.15), который спускается на обсадкой колонне. Одновременно на обсадной -колонне над фильтром
(в .районе кровли продуктивного пласта) устанавливается кожаная или брезентовая манжета (корзина). В районе крепления корзины обсадная колонна оборудована заливочной муфтой или перфорированной трубой. Сплошная часть колонны отделена от
фильтра прямым клапаном. Стоп-кольцо устанавливается выше
отверстий перфорации. Прямой клапан гари спуске обсадной колонны позволяет глинистому раствору проходить в колонну, а при
промывке не дает возможности прокачиваемой жидкости поступать в район фильтра, а следовательно, и в зону продуктивного
пласта. Цементируют как обычно, только цементный'раствор выходит не из-под башмака колонны, а из отверстий перфорированного патрубка. Наличие манжеты не позволяет цементному раствору опуститься ниже места ее установки. Давление на пласт в
нижней части скважины остается прежним. Колонна перекрыва1
ется цементным раствором выше манжеты:
48
Иногда изолирование газопроявляющих пластов не дает положительных результатов при обычном цементировании. Если во
время цементирования, проведенного в нормальных условиях, или
Вскоре после него в скважине за колонной начинаются интенсивные газопроявления, перелив воды или фонтанирование нефти, то
может быть применено цементирование с противодавлением.
Сущность этого метода заключается в следующем. После
спуска колонны затрубное пространство 'до цементирования герметизируется превентором, что позволяет регулировать интенсивность выхода глинистого раствора из скважины.
Имеются способы цементирования с противодавлением в течение всей продавки цементного раствора за колонну и с противодавлением, создаваемым в затрубном пространстве после цементирования. В первом случае после закачки в скважину цементный раствор продавливают не при свободном истечении глинистого раствора за колонной, а при определенном противодавлении, величину которого выбирают, исходя из мощности применяемого -оборудования и сроков схватывания цементного раствора. Во
втором случае скважину цементируют обычным способом. По
окончании цементирования затрубное пространство перекрывают
и, нагнетая в устье скважины глинистый раствор, создают за колонной необходимое противодавление.
§ 16. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
По окончании цементирования снижают давление в колонне
-до, нуля. Давление сбрасывают плавно с помощью цементировочного агрегата, измеряя объем избыточного раствора. Если •обратные клапаны герметичны, колонну оставляют на О З Ц (ожидание
затвердения цемента) при отсутствии в ней давления, т. е. предупреждая возможность ее разрыва от действия внутреннего давления, возникающего во время О З Ц .
..
4—5080
Ш.
Б случае аегерметичности обратных клапанов необходимо зажачать в колонну продавочную жидкость, полученную из колонны
я процессе снижения давления, создать избыточное давление на
1,0—11,5 М Ш выше рабочего давления и закрыть юраны на (цементировочной головке. Давление на устье скважины можно снизить
до атмосферного ло истечении полуторакратного времени начала
есхватываяия тампонажного раствора. Во время ОЗЦ давление на
головке контролируют. В случае повышения давления сверх установленного на 0,5—11,0 МПа, его следует понизить.
После затвердения цементного раствора проверяют качество
даментирования: фактическую высоту подъема цементного раствора за колонной, лолноту вытеснения промывочной жидкости цементным раствором и герметичность обсадной колонны.
Верхнюю границу цементного раствора определяют с помощью
электротермаметра. Для этого после окончания цементирования
«следует записать кривую изменения температуры с глубиной. При
•схватывании цементного раствора в нем происходят реакции гидфатации с выделением тепла. Наибольшее количество тепла выделяется при схватывании и твердении цементного раствора в течение 5—10 ч после его затвердения, поэтому для четкой отбивки
границы цемент — раствор (кровля цементного столба) необходи;мо электрические работы проводить не позже, чем через 24 ч по«сле окончания цементирования.
Этот метод дает хорошие результаты в «холодных» скважинах
-и гори использовании чистого портландцемента. В скважинах с
высокой температурой или при использовании тампонажных сме»сей, выделяющих небольшое количество тепла при гидратации,
.этот метод не дает надежных результатов.
В таких случаях может быть применен метод радиоактивного
.^контроля. В первую порцию цементного раствора вводят радиоактивный изотоп с малым периодом полураспада. После схватывашия раствора в затрубном пространстве, скважины кровлю цементлого камня определяют с помощью счетчика гамма-излучения.
Применение гамма-гамма-каротажа (ГПК) основано на изменении разности плотностей цементного камня и глинистого раствора. Сущность этого метода заключается в измерении рассеян•ного гамма-излучения от источника, помещенного на некотором
расстоянии от :индикатора.
В настоящее время для оценки качества сцепления цементного
жамня с обсадной колонной и стенками скважины, а также полноты замещения бурового раствора цементным по всему зацементированному участку ствола скважины широко применяется метод акустического каротажа. Этот метод контроля за качеством
цементирования скважины заключается <а том, что амплитуда колебаний части обсадной колонны, не закрепленной цементным
камнем, при испытании акустическим эондом значительно больше
по сравнению с зацементированной колонной.
После затвердения цементного раствора и проверки качества
-цементирования яархяяе концы обсадных колонн (кондуктора,
промежуточных и эксплуатационной) соединяют с noпомощью колонной головки
с целью герметизации кольцевого пространства между
яими.
Для испытания продук-/Г
тивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений
обвязка
колонн должна
обеспечить:
герметизацию,
контроль давления и закачку жидкости в межколонное
пространство; жесткое соединение верхней
(устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными в
скважину; возможность фиксирования
определенных
величин натяжения эксплуатационной колонны.
В промысловой практике
применяется несколько типов колонных головок: ОКК,
ГКК, ГКМ, которые дополнительно подразделяются в
зависимости от пластового
давления, размеров и числа
спущенных обсадных колонн.
В качестве примера на
рис. 4.16 показана колонная
головка типа ОКК для обвязки устья скважины че :
тырехколонной конструкции
Рнс. 4.16. Оборудование типа ОКК для
на рабочее давление до обвязки
обсадных колонн
70 МПа.
Оборудование состоит из колонных головок 1, 2 и 3, мани*
фольдов 13 и основания 14. Крестовик 4 является элементом фон»
тайной арматуры.
Каждая из трех колонных головок состоит из корпуса 12, узла
клиновой подвески //, направляющей втулки 6 и узла пакера. .
Колонную головку / устанавливают на кондуктор при помощи
резь'бы и сварки. Каждый корпус имеет конусную расточку для
подвешивания колонны соответствующего диаметра. Узел клиновой подвески для всех типоразмеров состоит из трех клиньев, име*
ющих насечку и соединенных шарнирными устройствами.
Межколонное пространство герметизируют специальным узлом
шажера, который состоит из верхнего и нижнего ярусов, вставленных в цилиндрическую расточку, предусмотренную в смежных
•корпусах колонных головок. Каждый ярус пакера состоит из резинового уплотнителя 7, 9 я двух металлических колец 8, 10.
Резиновые уплотнители выполнены из специально разработанных резин в холодостойком, теплостойком и сероводородостойком
-вариантах в зависимости от условий эксплуатации скважин.
Для опрессовки узла пакера на герметичность во фланцах
предусмотрены отверстия, в которые завинчивают нагнетательные
клапаны 5. Через эти клапаны в полость закачивают специальную
нефтегазостойкую смазку.
В настоящее время серийное производство этого оборудования
•освоено на рабочие давления 21, 35 и 70 МПа.
После обвязки устья скважины уточняют положение цементного стакана. Если длина последнего очень велика, лишнюю часть
-его, расположенную под упорным кольцом, разбуривают до опрессовки колонны. Обычно разбуривают пикообразным долотом,
диаметр которого должен быть на 7 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая ло самой толстостенной трубе.
После разбуривания цементного стакана колонну испытывают
на герметичность внутренним или внешним давлением. Обсадную
колонну можно испытать на герметичность также оррессовк'ой или
понижением уровня в колонне.
Все разведочные скважины наряду с опресеовкой обсадной колонны испытывают дополнительно на герметичность путем снижения уровня.
Испытание на герметичность кондуктора и промежуточной колонны, на .которых предполагается установка гсротивовыбросового
оборудования, проводится опресеовкой .при заполнении их водой.
Если длина цементного стакана очень велика, его разбуривают до
упорного кольца перед опрессовкой. Если колонка зацементирована в две ступени, герметичность проверяют дважды: сначала —
после затвердения цементного раствора второй ступени, вторично — после разбуривания верхнего и лишней части нижнего цементных стаканов.
Для проверки герметичности цементного кольца во избежание
прорыва газа лри выбросах после разбуривания цементного ста.кана и выхода из-под башмака на 1—2 м кондуктор или промежуточную колонну вместе с установленным на них противовыбросовЫ'М o6qpyflOBaHHeM повторно впрессовывают. Для этого сква.жину через спущенную в нее бурильную колонну промывают водой, герметизируют и оиреесовьгвают. Давление опрессовки определяется по формуле
Ро„=1,2рл—10~5ржА,
(4.3)
где роп — давление на устье скважины, МПа; рл — ожидаемое максимальное давление в скважине у башмака в случае выброса и
фонтанирования, МПа; Л — глубина установки башмака, м; р ж —
52
плотность жидкости в колонне при опрессовке, кг/м3; 1,2 —коэффициент безопасности.
Обсадные колонны опреесовывают при помощи цементировочных агрегатов, плунжерных насосов от гидравлических домкратов
ГД1, портативного ручного насоса с одним цилиндром или приспособлением для onpeccoBiKH обсадных колонн, которые приводятся в действие от лебедки посредством талевой системы.
Агрегат через опресеовочную или цементировочную головку
подсоединяют к испытываемой колонне, затрубное пространство
герметизируют и в колонну плавно нагнетают жидкость.
При проверке щрметичности давление огарессогаки должно на
20% превышать максимальное давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны. Ниже приведены давления опрессовки.
Диаметр колонны, мм
426-377 324-273 245-219 194 168 146-141 127-114
Давление на устье, МПа,
не менее
5
6
.7
7,5
8 10
и
Колонну считают герметичной, если в течение 30 мин з а д а н н о е
давление снизится не более чем на 0,5 М П а при опрессовке давл е н и е м более 7 М П а и « е более чем на 0,3 М П а п р и опрессовке
давлением менее 7 М П а . Отсчет времени начинают спустя 5 мин
после с о з д а н и я д а в л е н и я .
В газовых с к в а ж и н а х после опрессовки эксплуатационной кол о и н ы дополнительно опреесовывают верхнюю часть колонны и
оборудование устья с к в а ж и н ы воздухом на то же давление, что
и при гидравлическом испытании. Д л я этого в с к в а ж и н у опускают насосно-компрессорные трубы и п р о м ы в а ю т ее водой с одновременной аэризацией с помощью компрессора УКП-80. З а т е м
компрессором з а к а ч и в а ю т воздух м е ж д у насосно-жомпреосорными
т р у б а м и И обсадной колодной и повышают д а в л е н и е до 8 М П а .
Д а л е е цементировочным агрегатом в насооно-жомпрессарные трубы з а к а ч и в а ю т воду и создают расчетное давление в м е ж т р у б н о м
пространстве у устья с к в а ж и н ы .
П р и испытании на герметичность колонн способом снижения
уровня необходимо, чтобы высота столба ж и д к о с т и в с к в а ж и н е
б ы л а на 2 0 % меньше высоты столба, п р и котором был вызван
приток в процессе о п р о б о в а н и я этого объекта, но не меньше указ а н н ы х н и ж е величин.
Глубина скважины м
500 500-1000 1000-1500 1S00-2O00 >2000
Снижение уровня, м, не менее. . 400
500
650
В00
1000
В с к в а ж и н а х , пробуренных с шромывкой б у р о в ы м раствором
3
плотностью 1400 к г / м и выше, вместо испытания герметичности
колонны с н и ж е н и е м у р о в н я допускается з а м е н а .бурового •раствора водой с последующим контролем положения уровня ж и д к о с т и
на устье.
П р и испытании способом снижения уровня колонна считается
герметичной в том случае, если повышение уровня за 8 ч наблю-дения составляет не больше величин, приведенных в т а б л . 4.4.
53
Т а б л и ц а 4.4. Допускаемое повышение уровня в колонне (в и)
400
400-600
600—800
800—1000
>1000
Уровень обычно замеряется в течение 2—4 ч .при помощи аипарата Яковлева с последующим пересчетом результатов на 8 ч.
§ 17. ВТОРИЧНЫЕ (ИСПРАВИТЕЛЬНЫЕ) СПОСОБЫ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Цементирование под давлением
Цементирование под давлением через заливочные (насоонокомпрессорные) трубы проводят для продавки цементного раствора в пласт или за колонну. Раствор продавливают через отверстия фильтра, нарушения в резьбовых соединениях или через специально простреленные отверстия в эксплуатациовной колонне.
Рассмотрим технологический процесс цементирования под
давлением. После определения интервала намечаемых изоляционных работ в эксплуатационной колонне простреливают (если в
этом есть необходимость) отверстия, спускают заливочные трубы
на 2—4 м выше (иногда ниже) этих отверстий (или фильтра) и
герметизируют устье скважины.
Обычно заливочные трубы герметизируют со скважиной посредством заливочных головок, конструкции которых позволяют
продавливать цементный раствор через трубы в лласт и осуществлять прямую и обратную промывку через заливочные трубы или
через кольцевое сечение переключением кранов на заливочной головке.
Перед цементированием определяют степень поглощения (приемистость) пласта путем продавки в него воды или раствора цеменщровочным агрегатом при различной подаче насоса. По данным исследования составляют таблицы и строят кривые, по которым ориентировочно определяют количество необходимого цементного раствора и режим работы насосов.
После выяснения степени поглощения пласта в скважину через
заливочные трубы закачивают расчетное количество цементного
pacTBqpa, при этом затрубное пространство открыто. После закачки цементного раствора его продавливают. Когда по расчетным
данным нижняя граница столба цементного раствора будет находиться на расстоянии 200—300 м от нижнего конца колонны заливочных труб, затрубное пространство перекрывают.
Из заливочных труб раствор начинают продавливать в простреленные отверстия (фильтр) под давлением при подаче цементи54
ровочных насосов, равной поглотительной способности окважины.
По мере снижения поглотительной способности скважины уменьшают подачу насосов и постепенно повышают давление. Продавливание заканчивают при минимальной подаче и максимальном
давлении насосов цементировочных агрегатов. Однако это давление не должно превышать максимально допустимого внутреннего
давления для труб эксплуатационной колонны или заливочных
труб.
При превышении давлений возможны слом и смятие колонны
или разрыв заливочных труб. Поэтому при .цементировании скважины устанавливают манометры, фиксирующие одновременно
давление в трубах и в затрубном пространстве.
В процессе задаики цементного раствора давление может подняться до заданной максимальной величины. В этом случае продавку надо прекратить, если даже в пласт не продавлено расчетное количество раствора, и начать вымывать лишний цементный
раствор. При полном ородавливавии цементного раствора в пласт
продавочную жидкость закачивают в заливочные трубы на 0,3—
0,5 м а меньше расчетного ее количества для того, чтобы в пласт
не попала вода и не вымыла цементный раствор, закрывший поступление воды из пласта.
После того как достигнуто максимальное давление в колонне,
его поддерживают 2—4 мин и затем плавно снижают, разбирают ,
уплотнения на головке, поднимают колонну заливочных труб на
8—10 м над отверстиями и приступают к обратной промывке (агрегат подает жидкость в затрубное пространство). При обратной
промывке вымывают лишний цементный раствор из скважины.
По окончании промывки поднимают заливочные трубы, поддерживая уровень жидкости в скважине.
При данном методе цементирования в колонне остается цементная пробка, которую впоследствии приходится разбуривать,
что требует проведения трудоемких работ и дополнительного времени.
В некоторых случаях цементирование под давлением можно
выполнять, не оставляя цементной пробки; при этом заливочные
трубы опускают ниже отверстий на 7—10 м. Bte процессы, предшествующие продавливанию, выполняют так же, как описано
выше.
Когда в заливочных трубах после продавливания останется
300—500 л цементного раствора, продавку прекращают и немедленно приступают ж обратной промывке. Выход жидкости регулируют таким образом, чтобы давление при работе было ниже максимального давления в конце продавки не более чем на 0,3—
0,5 МПа. При меньшем давлении цементный раствор может быть
вытеснен в скважину.
Скважину промывают до тех пор, пока цементный раствор
схватится и приобретет необходимую минимальную прочность.
По окончании промывки поднимают заливочные трубы и скважину оставляют до полного затвердения цементного раствора.
55
Повторное цементирование
В тех случаях, когда невозможно точно установить место нарушения колонны, применяют так называемое «повторное» цементирование.
В колонну, подлежащую ремонту, спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм на И50—170 м ниже уровня поднятия цементного раствора за колонной. После спуска трубы подвешивают на крестовине (или тройнике) заранее оборудованного
пьедестала, а устье .полностью герметизируют. Затем грубы промывают, вызывают циркуляцию через затрубяое пространство, закрывают задвижки и впрессовывают арматуру. После этого приступают к цементированию колонны.
:
Д л я цементирования мест утечки в 168-мм колонне необходимо 5—6 т тампонажного цемента, а в 219-мм к о л о н н е — 8 — 9 т.
Цементный раствор закачивают в трубы при открытой задвижке межтрубного пространства, затем его полностью продавливают в затрубное пространство, после чего задвижку затрубног»
пространства закрывают и на 5—10 мин создают давление в пределах 8—10 М П а .
Быстрое снижение давления показывает, что место утечки в
колонне находится выше закачанного столба цементного раствора. В этом случае снова открывают задвижку, столб цементного
раствора поднимают выше и повышают давление. Так продолжают до тех пор, пока столб цементного раствора разместится против зоны утачки в колонне. При этом давление падает медленно,
так каж поры, через которые поступает вода, забиваются частичками цементного раствора.
В течение первых НО мин раствор залавливают при постоянном
давлении S—110 М П а . В последующие .10 мин задвижку в затрубном пространстве постепенно открывают и цементный растворполностью вымывают. Плавное открытие задвижки необходимо
для того, чтобы резкое падение давления не явилось причиной
обратного выхода цементного раствора из мест утечек. По окончании цементирования трубы поднимают и в течение 24 ч дают возможность затвердеть раствору, вошедшему в места утечки. Цементирование колонны занимает 1—'1,5 ч. При повторном цементировании необходимо строго подходить к подбору рецептуры
цементного раствора.
Если в процессе цементирования не обнаружены места утечки
в заданный период, то цементный раствор полностью вымывают
из скважины и весь процесс повторяют снова.
Изоляция посторонней воды цементным раствором
на нефтяной основе
На промыслах Советского Союза и за рубежом для изоляции
посторонней воды применяют цементные растворы на нефтяной
основе, обладающие способностью образовывать в водной среде
прочный камень.
56
Д л я затворения цемента применяют нефть, керосин или дизельное топливо с добавкой поверхностно-активного вещества
(асидол, крезол, нейтрализованный черный контакт — Н Ч К , нафтанат кальция, ОП-10, фенол и др.). Добавка ПАВ улучшает смешивание тампонажного цемента и углеводородной жидкости, превращает их в однородную массу, способствуя сохранению подвижности раствора в течение длительного аремени, и облегчает вытеснение углеводородной жидкости при контакте нефтецементного
раствора с водой.
.
Установлено, что цемент, затворенный на нефти и нефтепродуктах, не схватывается в нефтяной среде как при нормальной,
так и при высокой температуре. При контакте нефтецементных
растворов с водой нефтепродукты замещаются ею. Достаточно в
растворе заместить 25—30% нефтепродуктов водой, как цемент
начинает схватываться и твердеть.
По сравнению с врдоцементным нефтецементный раствор позволяет провести частичную селективную (избирательную) закупорку пласта, потому что нефтецементный раствор плохо схватывается в нефтенасыщен'Н'Ой части пласта и хорошо твердеет в водонасыщенной части.
В скважинах, где применение нефтецементных растворов приводит к снижению дебита нефти после изоляционных работ, а
также в скважинах, сильно поглощающих жидкость, применяют
нефтецементно-песчаный раствор.
При разработке рецептуры нефтецементного раствора выбирают соответствующую жидкость для затворения и ПАВ, которые
увеличивали бы подвижность раствора при уменьшенном нефтецементном отношении, ускоряли бы процесс замещения нефтепродукта водой, после того как раствор будет продавлен в пласт.
Д л я предохранения закачиваемого нефтецементного раствора
от смешения с водой, находящейся в скважине, ,и иродавочной
жидкостью в заливочных трубах создают буферные пробки на углеводородной жидкости до и после раствора. Объем этих пробок
примерно составляет 0,6 м э , или 1100—il 50 м высоты столба в
трубном и затрубном пространстве скважины.
Когда столб цементного раствора по расчету достигает нижнего конца заливочных труб, вран затрубного пространства закрывают и продавливают цементный раствор в отверстия эксплуатационной колонны (фильтра). При достижении максимального
давления продавливание считают законченным. Чтобы облегчить
выделение из раствора нефтепродукта и лучше уплотнить образовавшееся в трещинах и пустотах цементное тесто, следует в процессе задавливания раствора несколько раз попеременно увеличивать давление до максимума и снижать до нуля.
По окончании процесса задавки раствора в пласт обратной
промывкой вымывают излишки нефтецементного раствора и затем заливочные трубы приподнимают на высоту, при которой исключается возможность их прихвата. Скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цемента, после чего
57
скважины, исчисляемого по глубине промывки. Скважину желательно промывать при расхаживании колонны на длину трубы и
одновременном ее проворачивании, чтобы исключить образование
застойных зон в затрубном пространстве и гарантировать вымывание всего цементного раствора.
Установка моста имеет много общего с процессом цементирования колонны, но в то же время у нее есть и свои особенности:
используются малые объемы раствора, низ заливочных труб не
оборудуется ни башмаком, ни стоп-кольцом, не применяются разделительные пробки, мост ничем не ограничен снизу и может растекаться под действием разности плотностей цементного и бурового растворов.
Как правило, установка цементных мостов по техническому
•исполнению сложнее обыкновенного цементирования, а в глубоких скважинах с высокой температурой и значительным давлением на забое связана с большими трудностями. Исполнители работ
должны учитывать природные, технологические и особенно субъективные факторы. Как показывает практика, установка цементных мостов в глубоких скважинах, большинство аварий и осложнений происходят или из-за плохой организации приведения процесса, или некачественной подготовки ствола скважины и бурового раствора, или ошибок в расчете количества дозировки химических реагентов и объема продавочной жидкости. Наиболее
распространенное осложнение при установке мостов — прихват заливочных труб в результате преждевременного схватывания или
загустввания цементного раствора.
• При установке мостов необходимо подбирать такую рецептуру
цементных растворов, чтобы рабочий процесс до начала промывки (после подъема инструмента из зоны цемента) занимал не
более 75%' времени от начала схватывания цементного раствора
в реальных условиях.
Проведению работ по установке моста должна предшествовать тщательная подготовка скважин: раствор должен иметь
нормальные параметры, а забой скважины следует охлаждать
непрерывной промывкой в течение 2—3 ч.
скважину промывают или разбуривают цементную пробку, колонну испытывают на герметичность и перфорируют в интервале
фильтра.
Эффективность изоляции притоков верхних, нижних (подошвенных) и промежуточных вод нефтецементными растворами гораздо выше, чем водоцемеитными растворами, и почти полностью
исключает возможность цементирования нефтяного объекта.
§ 18. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПРИ БУРЕНИИ,
ОСВОЕНИИ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИНЫ
Установка цементных мостов
Цементные мосты устанавливают при забуривании нового
ствола в искривленных или аварийных скважинах; испытании на
нефте- или газонасыщенность пластов, вскрытых разведочной
скважиной; возврате на верхние эксплуатационные горизонты;
консервации опробованной скважины с большим пластовым давлением, давшей газ или нефть; капитальном ремонте скважин в
процессе их эксплуатации; ликвидации .скважин.
Цель установки мостов в скважине — получение устойчивого
водо-, газо- и нефтенепроницаемопо стакана цементного камня
определенной прочности на расчетной глубине скважины. По характеру действующих нагруэо.к мосты делят на две категории: испытывающие давление жидкости или газа и испытывающие нагрузку от веса инструмента во время забуривания второго ствола, применения испытателей пластов и т. п. Мосты, относящиеся
ко второй категории, должны обладать повышенной механической прочностью. Мосты устанавливают как в необсаженном стволе скважины, так и в колонне.
В большинстве случаев мосты устанавливают по балансовому
методу (на равновесие). Необходимое условие при этом — обязательное соответствие плотностей промывочного и продавочного
растворов. Для обеспечения этого условия после спуока заливочных труб скважину промывают до полного выравнивания параметров раствора. В этом случае цементный раствор, доставленный
на заданную глубину, уравновешивается в трубах и кольцевом
Пространстве.
Цементные мосты можно устанавливать через бурильные и
насосно-комиреесорные трубы. Трубы спускают в скважину на
глубину установки моста так, чтобы нижний конец был расположен у подошвы предполагаемого цементного стакана.
После продавки цементного раствора заливочные трубы поднимают на 2—3 м выше расчетного уровня «головы» цементного
•моста и обратной промывкой вымывают избыточный цементный
раствор. Цементный камень, полученный в скважине, после проведенного процесса называется цементным мостом.
Перед подъемом всего инструмента скважину следует промыть
в течение времени, необходимого для замены двойного объема
58
Гидропескоструйная перфорация
Для создания возможного притока нефти и газа из пласта в
скважину в колонне и окружающем ее цементном кольце против
нефтеносного пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной. Как правило,
отверстия в колонне и цементном кольце создают путем прострела.
Этот процесс называется перфорацией колонны.
На промыслах применяют следующие виды перфораций: пулевую, торпедную, кумулятивную и гидропескоструйную. Нами
будет рассмотрена только гидропескоструйная перфорация, так
как она осуществляется с использованием цементировочного оборудования.
А.
Гидропескоструйная перфорация основана на использовании
абразивного действия струи жидкости (вода, нефть, раствор) со
взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением
из узкого отверстия (сопла). Такая струя в течение нескольких
мияут создает в обсадной трубе, цементном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение между скважиной и пластом.
Гидропескоструйная перфорация применяется при следующих
работах: вскрытии пластов при опробовании и испытании разведочных скважин, перекрытых одной или несколькими обсадными
колоннами; операциях по вырезке обсадных и других колонн для
извлечения их из скважин; разбуривании цементных мостов, создании специальных отверстий для цементирования, при устранении затрубных циркуляции и других операциях при капитальном
ремонте скважин.
Для осуществления пескоструйных обработок применяют гидроперфоратор с насадками (подземное оборудование), насосные
агрегаты высокого давления типа УНБ-630 и АН-700, пескосмеситель 4АП и специальную устьевую арматуру 2АУ-700 (наземное
оборудование).
Гидропескоструйный перфоратор АП-6М конструкции ВНИИ
представляет
собой
устройство,
позволяющее
направлять
струи жидкости с песком в стенку скважины через специальные
насадки, изготовленные из абразивоустойчивого материала. Перфоратор АП-6М разработан в двух вариантах: АП-6М100 — с наружным диаметром 100 мм и АП-6М80 — с наружным диаметром
80 мм (табл. 4.5).
Таблица
4.5. Техническая характеристика перфораторов
Тип перфоратора
Показатели
Диаметр, мм
Длина мм
Минимальный диаметр цолонкы, в которой можно проводить перфорацию, мм
Масса, кг
Допустимый перепад давлений, МПа
АП.6М100
АП.ЗМ80
100
835
146
«0
780
89
24
60
17
60
Пескоструйный перфоратор АП-6М100 (рис. 4.17) состоит из
корпуса 3; узла насадок 5, в комплект которого входят насадка,
держатель насадки и стопорное кольцо; хвостовика /; центратора 2; заглушек 6; клапана перфоратора 4 и клапана опрессовкй
труб 7. Перфоратор имеет резьбу для соединения с насосно-комп>
рессорными трубами диаметром 63 мм.
На корпусе перфоратора имеется 10 резьбовых отверстий, расположенных в трех горизонтальных плоскостях. В эти резьбовые
отверстия заподлицо с корпусом перфоратора монтируются узлы
насадок.
Торец шестигранника держателя насадки предохраняет корпус перфоратора от разрушения
отраженной струей жидкости с песком. По мере
износа шестигранника держатели заменяются.
В держателях имеется конусное гнездо, в которое запрессовывается насадка, которая фиксируется в держателе стопорным кольцом.
Насадки перфоратора изготовляются из абразивостойких сплавов В Кб и ВК6М. Они имеют
конусовидный вход и конусную проточную часть
(конусность 0°20') с диаметрами на выходе 3; 4,5
и 6 мм.
Насадки диаметром 3 мм применяют для вырезки прихваченных труб в обсаженных скважинах, а также в случаях, когда глубина резания
должна быть максимальной. Наоадка диаметром
4,5 мм применяют, при перфорации скважин, а
также при других видах обработки, когда процесс ограничивается темпом прокачивания жидкости. Насадки диаметром 6 мм применяют при
обработках, ограниченных давлением, а также во
всех случаях, когда глубина вскрытия должна
быть максимальной (разведочные скважины,
инициирование трещин ГРП и т. п.). Для разбуривания цементных мостов и предметов на забое
скважины изготовляют торцовые перфораторы.
Для промывки скважин перфоратор снабжен
хвостовиком с пером. В комплект перфоратора
входят сменные центраторы для 140- и 168-мм
обсадных труб, которые монтируются на цилиндрической части хвостовика. Верхний торец хвостовика служит седлом клапана перфоратора 4.
Конструкция перфоратора АП-6М80 незначительно отличается от конструкции перфоратора
Рис. 4.17.
АП-6М100. В нем число насадок сокращено до 6;
Перфораторуменьшены внутренний диаметр (до 30 мм) и
АП-6М100
присоединительные резьбы (до 50 мм), причем
узел насадки выполнен так же, как и в перфораторе АП-6М100.
Для осуществления гидропескоструйной перфорации устье
скважины оборудуют универсальной арматурой 2АУ-700, для прокачки песчано-жидкостной смеси используют, как правило, агрегаты 4АН-700, а песчано-жидкостную смесь приготовляют с помощью пескосмесительных агрегатов 4ПА-50. В обвязку поверхностного оборудования монтируют фильтры, предупреждающие
закупорку насадок перфоратора и очищающие отработанную
песчано-жидкостную смесь от шлама.
В зависимости от вида работ гидропескоструйные обработки
осуществляют по трем технологическим схемам обвязки скважи-
о
—
——ji:!m~]
2ZL.
5Рис. 4.18. Универсальная схема обвязки скважины и оборудования при гидропескоструйной перфорации:
/ — насосный arperar 4AH-700; 2 — пескосмесительный агрегат 4ПА-50; 3 — шламоуловитель; 4 — цементировочный агрегат ЦЛ-320 М: S — емкость со смесью; 6 — автоцистерна;
7 — амбар; 8 — линия сброса разгазироаавной жндкости к песка; 9 — крав высокого давления; 10 — фонтанная задвижка; It — устье скважины; 12 — линий обратной промывки
ны и оборудования: с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема — наиболее распространенная), со
сбросом отработанного песка и повторным использованием жидкости, со сбросом жидкости и песка.
На рис. 4.18 показана универсальная схема обвязки оборудования. Она позволяет проводить гидропескоструйные обработки
как с повторным использованием песка и жидкости, так и со
сбросом жидкости и песка, а также обеспечивает подачу жидкости в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство.
Основные материалы при гидропескоструйных обработках —
рабочая жидкость и песок. Рабочие жидкости при гидропеско«труйных обработках подбирают с учетом физико-химических
свойств пластов и насыщающих породу жидкостей, а также видов
работ, проводимых в скважинах. При выборе рабочей жидкости
необходимо учитывать следующие основные положения: жидкость
не должна ухудшать коллекторские свойства пласта; вскрытие и
обработка пластов не должны сопровождаться выбросами нефти
или газа, приводящими к открытому фонтанированию; жидкость
не должна быть дефицитной и дорогой.
В промысловой практике нашли широкое применение такие
рабочие жидкости, как техническая вода, обработанная ПАВ, дегазированная нефть, растворы хлористого кальция, полиакриламиШ
да, КМЦ. В случае, если плотность перечисленных рабочих жидкостей не обеспечивает глушение скважины, применяют водный»
раствор хлористого кальция плотностью 1200 кг/м 3 или меловой;
раствор, плотность которого можно повысить до 1400 кг/м 3 .
При гидропескоструйном методе применяют песок с размером,
зерен 0,2—2 мм и с преимущественным (более 50%) содержанием,
кварца.
Работы по пескоструйной обработке приводят по ранее составленному плану, в котором указывают цель работ, краткие
данные о скважине, объем подготовительных работ, необходимые
материалы, технику и технологию процесса. При гидропескоструйных обработках шаблонирование колонны совмещают со
спуском перфоратора в скважину.
Перфоратор в сборе, с насадками, заглушками и центратором;
(без шаровых клапанов) спускают в скважину на насосно-компрессорных или бурильных трубах, тщательно замеряя их длину.
Глубину установки перфоратора проверяют методом радиоактивного каротажа, лебедкой Азинмаш или допуском труб до забоя?
скважины.
После спуска инструмента скважину обвязывают для прямойи обратной промывки и затем промывают до забоя. В процессе
прямой промывки уточняют гидравлические потери при заданном:
суммарном темпе закачки жидкости. Затем в насосно-компрессорные трубы спускают опрессовочный шаровой клапан (шар диаметром 50 мм), который перекрывает седло, установленное в трубах над перфоратором, и опрессовывают подземное оборудование
на давление, превышающее рабочее в 1,5 раза. После опрессовки обратной промывкой вымывают опрессовочный шаровой
клапан, а в колонну спускают клапан перфоратора, который перекрывает его проходное отверстие. Установкой клапана перфоратора заканчивается подготовка подземного оборудования, и приступают к монтажу наземнбго оборудования: монтируют устьевое
оборудование и обвязывают насосные агрегаты с пескосмесителем'
и скважиной. Наземное оборудование и манифольды опрессовывают полуторакратным давлением от ожидаемого рабочего.
Перед процессом проводят пробную закачку жидкости бе»
песка и устанавливают запроектированный режим обработки.
Режим обработки считается установленным, когда устьевое
давление закачки достигнет запланированного.
После этого подают в смеситель 50—100 г/л песка и закачивают песчано-жидкостную смесь. Гидропескоструйную обработкуПластов осуществляют снизу вверх. В нижнем (первом) интервале песчано-жидкостную смесь прокачивают дольше запроектированной продолжительности вскрытия на время, необходимое для
заполнения смесью объема колонны труб.
Если при очередной установке перфоратора в новый интервал
приходится удалить одну или несколько труб, то сначала скважину промывают до чистой жидкости, а затем извлекают запланированную часть труб. В случае вынужденных продолжитель63
«ых остановок процесса немедленно проводят обратную промывку
скважины.
По окончании обработки всех интервалов обратной промывкой
вымывают шаровой клапан, а затем скважину промывают до забоя до полной замены смеси на чистую воду.
После гидропескоструйных обработок, как правило, поднимают перфоратор и скважину оборудуют для освоения и эксплуатации.
Гидропескоструйная перфорация проводится при повышенных
рабочих давлениях. Так, нижний предел допустимых перепадов
давлений (на входе и выходе насадки) для эффективного разрушения колонны, цементного камня и породы находится в пределах 10—12 МПа для 6-мм насадок и 18—20 МПа для насадок
диаметром 4,5 и 3 мм. С увеличением- прочности пород (о С ж>
>25—30 МПа) нижний предел перепада давления в насадках
целесообразно увеличивать до 18—20 МПа для насадок диаметром 6 мм и до 25—30 МПа для 4,5-мм насадок. При создании таких перепадов на устье скважины рабочее давление с учетом
гидропотерь для скважин глубиной 1500—2000 м будет находиться в пределах 35—50 МПа.
Как видно из технологического процесса, наземное оборудование, особенно насосные агрегаты, работает на повышенных скоростях. Успех операции зависит во многом от мастерства опера-торов, обслуживающих как насосные агрегаты, так и пескосме-ситель. Процесс пескоструйной обработки должен вестись безостановочно. Любая кратковременная остановка вызовет выпа•дение песка, что приведет к прихвату перфоратора, нагнетательные и приемные линии насосов забьются. В таких условиях
-повторный запуск оборудования усложняется.
Продолжительность точечного вскрытия одного интервала составляет 15—20 мин, продолжительность щелевого вскрытия при
условии работы одной насадки должна составлять 2—3 мин на
каждый сантиметр длины щели. После вскрытия намеченного
•объекта давление плавно снижают на 25—30% от рабочего и
перфоратор устанавливают на новый объект. Резкое снижение
давления может вызвать выпадение песка в нагнетательной линии,
в результате чего приемная (подпорная) линия забьется песком.
Одновременно нужно тщательно следить за концентрацией песка
в смеси. Значительное превышение расчетного количества песка
выводит из строя подпорный насос, и операция прерывается.
Тщательная подготовка наземного и подземного оборудования,
выполнение всех планируемых технологических режимов и соблюдение правил техники безопасности ведения работ обеспечат успех
операции.
Освоением скважин называется комплекс работ по вызову
притока жидкости и газа из пласта в эксплуатационные скважняы или достижению необходимой приемистости нагнетательных
скважин. Работы по вызову притока, как правило, проводятся с
непосредственным участием цементировочных агрегатов.
Сущность освоения скважин заключается в создании депрессии (перепада давлений) между пластом и забоем скважины с
условием превышения пластового давления над забойным. Достигается это либо уменьшением плотности жидкости в скважине,
либо снижением уровня (столба) раствора. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, а воду — нефтью;
во втором уровень в скважине снижают одним из способов: тартанием, поршневанием, продавкой сжатым газом или воздухом,
аэрацией.
Освоение скважины методом замены бурового раствора водой
(промывка скважины), как более легкой жидкостью, или воды
нефтью позволяет снизить противодавление на забой и возбудить скважину, т. е. вызвать приток. Вызов притока при этом методе возможен в тех скважинах, где пластовое давление превышает давление, создаваемое на забой дегазированной нефтью.
Если замена бурового раствора водой или нефтью не вызовет фонтанирование, то приступают к снижению уровня столба
жидкости тартанием или поршневаиием, или продавкой сжатым
воздухом (газом).
. .
Освоение скважин понижением столба жидкости в скважине
при помощи желонки называется т а р т а н и е м . Освоение тартанием применимо в скважинах, в которых не ожидается фонтанного притока нефти. Тартание в обсадной колонне проводится до
тех пор, пока буровой раствор полностью не заменится нефтью.
В скважинах, где ожидается фонтанный приток нефти или газа, можно снизить уровень жидкости при помощи п о р ш н е в ан и я. Этот способ освоения скважин используют при спущенных
в скважину насосно-компрессорных трубах и установленной на
устье арматуре. В насосно-компрессорные трубы спускают на
стальном канате с помощью лебедки поршень (сваб) с клапаном,
открывающимся вверх.
В процессе спуска клапан открыт и поршень свободно погружается в жидкость. При подъеме поршня клапан закрывается и
столб жидкости, находящийся под поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости в
скважине понижается и соответственно снижается давление на
забой скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.
Недостаток этого метода — необходимость проводить работы
при открыюм устье, что связано с опасностью выброса и загрязнением территории скважины нефтью. Поэтому поршневание применяется в исключительных случаях.
Наибольшее распространение при освоении скважин получил
метод а э р а ц и и . Он позволяет значительно понизить плотность
жидкости в скважине путем одновременного нагнетания в нее воды (нефти) и газа (воздуха). Аэрация, как правило, осуществляется с применением компрессора и цементировочных агрегатов (рис. 4.19). При этом к скважине, кроме водяной (нефтяной)
линии от насоса (цементировочного агрегата), подводят также
воздушную {газовую) линию от компрессора. Жидкость и газ смеS—5080
65
;
,5
Рнс. 4.19. Схема однорядного лифта
с подачей аэрированной жидкости:
I _ компрессор УКП-80; 2 — подача воздула; 3 — аэратор; 4 — задвижка; 6' —
обсадн ая колонна; 6 — насосно- компрессорные трубы; 7 — цементировочный агрегат; 5 — подача воды
,В
Рис. 4,20. Аэратор (смеситель):
1 — переводник; J? — кожух смесителя; 3 перфорированный патрубок
Аэрированная
будет поступать негазированная жидкость; в противном случае
будут наблюдаться прорывы чистого газа в скважину и плавность
снижения давления на забой будет нарушена.
Контрольные вопросы
1. Что подразумевается под понятием «конструкция скважины»?
2. Какие требования предъявляются к конструкциям скважин?
3. Перечислите элементы технологической оснастки обсадных колонн н охарактеризуйте вкратце каждое устройство.
4. В каких целях проводят цементировочные работы? Какие существуют способы цементирования?
5. Для чего применяют разделительные пробки?
6. Каковы особенности ступенчатого цементирования, цементирования секций
и хвостовиков?
7. Когда применяют способ обратного цементирования? Каковы преимущества и недостатки этого способа?
8. Какие способы вторичного цементирования Вам известны? Что значит
«повторное» цементирование?
9. Перечислите преимущества гидропескоструйного метода вскрытия продуктивных пластов.
10. Какие материалы применяются при гидропескоструйной перфорации и их
характеристика?
11. Каковы способы опрессовки колонн? Назовите давления опрессовки для
колонн различных диаметров.
Глава 5
шиваются в специальном смесителе (эжекторе), после чего газожидкостная смесь нагнетается в затрубное пространство.
При проведении этого процесса вначале в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами
нагнетают цементировочным насосом жидкость. После установления циркуляции жидкости к смесителю начинают подавать сжатый газ от компрессора. Давление в газовой линии при этом
должно быть на 0,3—0,5 МПа выше, чем в нагнетательной водяной линии.
В смесителе (рис. 4.20) газ хорошо перемешивается с жидкостью и газирует ее. Процесс освоения происходит постепенно при
сравнительно невысоких давлениях, обеспечивая плавность пуска скважины в эксплуатацию. Количество нагнетаемого газа постепенно увеличивают, соответственно уменьшая объем жидкости,
нагнетаемой в скважину; при необходимости переходят на нагнетание газа. Нагнетание газожидкостной смеси или газа прекращают, как только скважина начинает устойчиво фонтанировать.
Успешность процесса аэрации во многом зависит от синхронности работы цементировочного агрегата и компрессора. Машинист цементировочного агрегата должен так регулировать работу
насоса, чтобы не было резких скачков давлений в нагнетательной
линии. В случае превышения давления водяной линии над газовой, цементировочный насос задавит компрессор и в скважину
66
УСЛОВИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ И ТРЕБОВАНИЯ
К КАЧЕСТВУ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
И КАМНЯ
Как известно, конечная цель бурения —создание долговечного
герметичного канала, связывающего продуктивный горизонт с
дневной поверхностью. Решающее значение при креплении скважин играют промывочные жидкости и тампонажные растворы.
Чтобы безаварийно и грамотно проводить технологические процессы бурения и крепления, нужно хорошо знать и понимать физико-химическую природу промывочных жидкостей и тампонажных растворов.
Рассмотрим основные понятия физико-химии промывочных
жидкостей и тампонажных растворов.
;
§ 19. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ ПОЛИДИСПЕРСНЫЕ ГЕТЕРОГЕННЫЕ СИСТЕМЫ
Из курса физики известно, что каждое вещество в зависимости
от условий может существовать в трех различных агрегатных
состояниях: твердом, жидком и газообразном. Агрегатное состояние вещества обусловливается взаимодействием составляющих
его молекул (частиц), которое в результате существования сил
67
отталкивания и притяжения определяет характер их расположения и возможного движения.
На практике человеку редко приходится иметь дело с чистыми веществами. На производстве, в быту, в природе мы постоянно встречаемся с многокомпонентными системами: воздухом, водой и пр.
Системой называют тело или совокупность тел, находящихся
во взаимодействии.
Многокомпонентные (сложные) системы отличаются от простых многофазностью. Сложность системы определяется двумя
факторами: числом компонентов, составляющих систему, и числом входящих в нее фаз. Важный признак сложности системы —
степень раздробленности (дисперсности) одной из ее фаз. В таких
системах большое значение имеют явления, происходящие на границе раздела фаз, которые во многом определяют свойства этих
систем.
Г о м о г е н н о й называется система, внутри которой нет поверхности раздела, отделяющей одну от другой ее части, различные по свойствам. Термином «фаза» обозначают совокупность
всех гомогенных частей системы, одинаковых, по составу, физическим и химическим свойствам. Системы, состоящие из двух или
большего числа фаз, между которыми существуют реальные поверхности раздела, называются г е т е р о г е н н ы м и .
Дисперсной фазой называется вещество, мелко раздробленное
в другом, которое является непрерывной дисперсионной средой
(растворитель). Если частицы дисперсной фазы имеют одинаковый размер, то дисперсная система называется монодисперсной,,
в противном случае — полидисперсной.
В зависимости от степени измельчения частиц, т. е. степени
дисперсности вещества, различают три вида дисперсных систем:
суспензии (эмульсии), коллоидные и истинные растворы.
-•»
Суспензия (или взвесь) представляет собой мутную жидкость,
в которой твердые частицы находятся во взвешенном состоянии.
Со временем эти частицы оседают на дно (например, мелкий песок, взмученный в воде, образует суспензию).
Эмульсия — дисперсная система, которая состоит из двух или
нескольких нерастворимых друг в друге жидкостей (например.,
масло, распределенное в молоке в виде мельчайших капелек).
Суспензия и эмульсия называются дисперсными системами.
Дисперсные фазы в них имеют размеры частиц больше 0,1 мкм
или более 0,0001 мм.
Коллоидные растворы (или золи) — тоже дисперсные системы,
в которых диспергированное вещество находится в более мелком
состоянии — от 1-10~4 до 5-10~6 мм (например, раствор крахмала). Коллоидные частицы в большинстве случаев состоят из группы молекул. Частицы коллоидного раствора не видны в обычный
микроскоп.
Название «коллоид» произошло от греческого слова «колла»,
что значит клей, «коллоидный», т. е. клееподобный.
68
Истинными называются растворы, в которых растворенные вещества распадаются до молекул (например, раствор сахара, соли,
кальцинированной соды и др.).
Промывочные жидкости и тампонажные растворы содержат
как грубодисперсные, так и коллоидные частицы с преобладанием
грубодисперсных частиц. Под тампонажными растворами понимают полидисперные гетерогенные системы, состоящие из смеси
вяжущего вещества, добавок, наполнителя (или одного, вяжущего
вещества) и дисперсионной среды (как правило, воды), которые
со временем переходят из раствора в камень. Тампонажные растворы предназначены в основном для разобщения пластов в бурящихся и эксплуатирующихся скважинах.
Несмотря на то что тампонажные растворы относятся к полидисперсным гетерогенным системам и доля частиц, имеющих
коллоидные размеры, относительно мала по сравнению с грубодисперсными фракциями в растворе, именно эти частицы во многом определяют свойства систем.
Одна из важнейших задач физико-химии дисперсных систем —
изучение условий, определяющих устойчивость и разрушение этих
систем, и выработка конкретных рекомендаций по регулированию
и использованию систем с заданными свойствами.
Под устойчивостью любой системы подразумевают способность
сохранять неизменным свое состояние и прежде всего однородность во всем объеме. В отличие от систем молекулярной дисперсности и растворов высокомолекулярных веществ коллоидные системы неустойчивы.
В растворе на молекулу или частицу раздробленного вещества
действуют две силы — сила тяжести и сила диффузии. Под действием силы тяжести частички теряют плавучесть и оседают. Это
явление называется седиментацией. Под влиянием диффузии те
же частички стремятся выйти из сферы земного притяжения. Результатом взаимодействия этих сил является равновесное состояние всей системы, определяющее ее устойчивость. Таким образом, можно сказать, что устойчивость системы зависит исключительно от ее диффузионной способности и массы частиц, ее
составляющих.
С молекулярно-кинетической точки зрения устойчивость дисперсной системы объясняется балансом сил сцепления и отталкивания. Межмолекулярные силы притяжения быстро возрастают
при сближении частиц. Силами отталкивания могут быть электрические силы одного из ионов электролита, находящегося в системе, или защитные оболочки дисперсионной среды, образовавшиеся на поверхности частиц, или силы, возникающие при введении третьего компонента системы (например, какого-нибудь
поверхностно-активного вещества). В случае нарушения агрегативной устойчивости дисперсной системы, когда начинают преобладать молекулярные силы притяжения, частицы дисперсной фазы
слипаются и выделяются из системы. Это явление называется
69
коагуляцией. Нарушение агрегативной устойчивости ведет к уменьшению кинетической устойчивости.
Устойчивость дисперсной системы можно повысить, вводя поверхностно-активные вещества (ПАВ), способные понижать межмолекулярные силы притяжения. Для стабилизации промывочных
жидкостей и тампонажных растворов широко применяются такие
поверхностно-активные вещества, как ССБ, КССБ, крахмал, сульфонол, щелочные вытяжки из торфа, бурого угля, водорослей
и т. п.
Важное условие безаварийной работы при проводке глубоких
скважин — умение управлять устойчивостью тампонажных растворов и промывочных жидкостей при высоких температурах и наличии минерализованной дисперсионной среды.
§ 20. УСЛОВИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Свойства тампонажного раствора подбирают в соответствии с
конкретными геологическими условиями и в первую очередь оценивают по показателям загустевания или сроков схватывания в
зависимости от температуры и давления.
К наиболее важным факторам, определяющим выбор тампонажных материалов, особенно для глубоких и сверхглубоких
скважин, следует отнести температуру, давление и состав пластовых минерализованных вод. В первой главе охарактеризованы температура, давление и пластовые воды в разбуриваемых и
эксплуатирующихся скважинах.
Работникам, занимающимся процессами цементирования скважин, необходимо знать закономерности изменения температуры и
давления в стволе скважины в процессе работы и покоя.
В скважине различают температуры статическую и динамическую. Под статической температурой понимается температура пород нетронутого массива на данной глубине. Температура забоя
в скважине принимается близкой к статической, если в скважине
не проводят никаких работ в течение 2—4 сут. Динамическая
температура — температура в скважине на данной глубине в процессе циркуляции бурового раствора.
Температурный режим в скважине меняется в зависимости от
типа промывочной жидкости, скорости потока, количества циклов
промывки скважины, поверхностной температуры и многих других
факторов. Температура входящего в скважину раствора меньше,
чем температура выходящего. С увеличением глубины скважины
эта разница достигает даже нескольких десятков градусов. Циркуляция промывочной жидкости способствует выравниванию
температур по стволу скважины: промывочная жидкость снижает
температуру забоя и повышает температуру горных пород в верхней части скважины. Практически считается, что постоянная динамическая температура устанавливается в скважине после одного-двух циклов циркуляции бурового раствора. Динамическая
температура всегда ниже статической. Разность температур зави70
сит от геолого-технических и технологических условий и может
составлять 30—40 "С для скважин глубиной до 5000—6000 м. Наиболее точные данные можно получить при непосредственном замере температуры в скважине электротермометром, однако такие
замеры не всегда можно провести. Поэтому для вычисления
динамической температуры пользуются эмпирическими формулами.
При цементировании скважин необходимо знать статическую
и динамическую температуры. Обычно рецептуру тампонажного
раствора для первичного цементирования подбирают при динамической температуре, а при проведении повторных цементирований тампонажные растворы подбирают с учетом статической температуры.
Важное значение как в процессе цементирования скважин, так
и при твердении камня из тампонажного раствора имеет давление.
При проведении работ в скважине различают статическое и динамическое давление. Статическое давление — это давление стол•ба бурового (тампонажного) раствора на пласт в спокойном состоянии. Динамическое давление — давление, возникающее в процессе циркуляции раствора. Динамическое давление больше статического на величину гидродинамических сопротивлений, возникающих на выкиде насосов в процессе прокачивания раствора по
стволу скважины.
Процесс цементирования может быть успешным только при
условии учета всего многообразия факторов, влияющих на его
качество. Немаловажное значение, помимо температуры и давления, играют наличие солевых отложений и минерализация пластовых вод вскрытого разреза.
Соленосные отложения, имеющие неодинаковые физико-химические и механические свойства, подвержены при бурении интенсивным кавернообразованиям. Соли попадают в движущийся буровой (тампонажный) раствор и часто изменяют его свойства.
Считается установленным, что одна из основных причин недоброкачественного цементирования скважин, проведенных в соленосных отложениях, — растворение соли тампонажным раствором в месте их контакта в период схватывания, в результате чего
образуется зазор между тампонажным раствором и стенкой скважины. В целях предотвращения растворения солей применяют
тампонажиые растворы, жидкость затворения которых специально насыщена солями.
Минерализованные воды, находящиеся в пластах, часто приводят к коагуляции бурового раствора и к ускорению сроков схватывания движущегося в затрубном пространстве скважины тампонажного раствора. Совместное действие температуры, давления
и пластовых вод оказывает более сильное влияние на растворы и
разрушает камень многих типов тампонажных цементов. Поэтому
выбор расгворов и их химическая обработка должны осуществляться с учетом конкретной обстановки в скважине, агрессивности пород, пластовых вод и газа.
78
§ 21. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ ТАМПОНАЖНОГО
РАСТВОРА И КАМНЯ
Технологический процесс цементирования скважин определяется геологическими и техническими факторами. В настоящее время
изучено значительное число факторов и выработаны определенные методы и приемы, которыми руководствуются при выборе
материалов и технологии цементирования скважин.
Процесс цементирования скважин в значительной степени определяется физико-химическими свойствами тампонажных растворов. Знание и умение управлять такими свойствами тампонажкых растворов, как сроки схватывания и загустевания, подвижность и седиментационная устойчивость являются залогом успешного проведения процесса цементирования и безаварийности
работ.
При выборе тампонажного материала в первую очередь руководствуются геологическими условиями (температурой и давлением, наличием агрессивных вод, поглощением, проявлениями
и т. п.). Если тампонажный раствор по своим реологическим свойствам приемлем для цементирования скважины, то можно задаваться прочими технологическими приемами, повышающими качество цементирования.
Сроки схватывания и время загустевания, реологические параметры, показатель фильтрации и т. п. зависят от температуры и
давления, контакта с агрессивными водами, нефтью и газом.
Рецептура тампонажного раствора должна соответствовать
конкретным условиям скважины. При этом тампонажный раствор
должен оставаться подвижным в процессе цементирования и сразу же набирать структуру и переходить из раствора в цементный
камень после окончания процесса.
Для каждого конкретного случая подбираются соответствующие тип цемента, рецептура раствора, а затем вырабатываются
необходимые технологические мероприятия, которые должны обеспечить высококачественный процесс цементирования.
Подвижность тампонажного раствора
Одно из необходимых условий для успешного проведения процесса цементирования — подвижность раствора, т. е. способность
прокачивания по циркуляционной системе скважин. Существуют
различные способы определения подвижности.
Подвижность цементного раствора обусловливается гидравлическим сопротивлением, которое оказывает цементный раствор в
процессе движения по трубам и затрубному пространству скважины. Гидравлическое сопротивление может быть рассчитано, если известны реологические параметры цементного раствора —
пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига. Измерения этих параметров сложны и трудоемки. Поэтому при испытании цементных растворов в производственных условиях приме72
s
5,
4
\\
л
\
_
8/у/////// ///777/7/777//У77/77/ /// /// ///////// /У/ ////7/777/7/
Рис. 5.1. Конус АзНИИ:
1 — конус; 2— опора; 3— круг с концентрическими окружностями;
вень; 6 — регулировочный винт; 7 ~ г а й к а ; 8 — стойка
4 —стекло; 5—уро-
няются косвенные методы оценки прокачиваемости по растекаемости и с помощью консистометра.
Подвижность раствора по растекаемости определяется при помощи конуса АзНИИ (рис. 5.1). Этот метод позволяет быстро
подбирать необходимое количество воды при соответствующем составе тампонажной смеси и может рассматриваться как ориентировочный. Однако он не позволяет фиксировать изменения подвижности тампонажного раствора в течение времени и определять его реологические свойства.
Прибор для определения растекаемости цементного раствора
состоит из усеченного конуса объемом 120 см 3 с верхним диаметром в свету 36±0,5 мм, нижним — 64±0,5 мм и высотой 60±
±0,5 мм. Масса конуса не менее 300 г. Конус изготовляют из нержавеющего материала, внутренняя поверхность конуса отполирована.
При определении растекаемостн цементного раствора конус
устанавливают на стекло, под которым помещают круг, расчерченный концентрическими окружностями, нанесенными через 5 мм.
Диаметр наибольшей окружности равен 250 мм, наименьшей —
100 мм. С помощью регулировочных винтов круг со стеклом устанавливают строго горизонтально по уровню, а конус—в центре
круга.
Для определения растекаемости цементного раствора отвешивают 500 г цемента и 250 г воды с точностью до 0,5 г или
0,5 мл. Обычно при испытании портландцемента для приготовления нормальной консистенции берется 50% воды от массы сухого
материала.
Заготовленные цемент и воду энергично перемешивают в течение 3 мин и затем полученным раствором наполняют конус до
краев, после чего плавно поднимают его вертикально вверх.
Растекаемость определяют путем отсчета диаметра расплыва
в двух противоположных направлениях, соответствующих наибольшему и наименьшему диаметрам расплыва, затем вычисляют
среднее из этих двух значений. Растекаемость раствора выражается в сантиметрах.
73
Цементный раствор считается пригодным для цементирования
скважин, если он обладает достаточной растекаемостью. Согласно ГОСТ 1581—78, растекаемость раствора должна составлять не
менее 18 см для исследованного типа цемента при соответствующем водоцементном отношении.
Перед проведением испытаний внутренняя поверхность конуса
и поверхность стекла должны быть чистыми и сухими.
Сроки схватывания тампонажных растворов
Исполнители работ должны знать время, в течение которого
цементный раствор в условиях данной скважины сохраняет подвижность (прокачиваемость), и время превращения его в камень.
Скорость схватывания цементного раствора зависит от типа
цемента, тонкости его помола, условий и продолжительности хранения цемента, водоцементного отношения, качества воды затворения, температуры и давления в скважине. Тип цемента, тонкость
его помола, температуру и давление в скважине изменять нельзя.
Но есть такие факторы, изменив которые, можно оказывать существенное влияние на свойства раствора.
Один из таких факторов — вода затворения, ее качество и количество. Вода должна быть чистой, не содержать никаких неизвестных примесей (в том числе кислот и щелочей). Для определения сроков схватывания используют воду, которую применяют
при цементировании.
Для каждого типа тампонажного материала берут определенный процент воды. Изменение водоцементного отношения (отклонение от рецептурных данных) может вызвать удлинение сроков
•схватывания или резкое их сокращение. На рис. 5.2 приведена
зависимость начала схватывания цементного раствора от водоцемеитного отношения (В/Ц), построенная по результатам лабораторных испытаний одной из партий цемента Вольского завода.
Увеличение температуры ускоряет процессы схватывания и твердения цементных растворов. Особенно
значительно сокращаются сроки
схватывания при повышении температуры от 20 до 50 °С. При увеличении температуры свыше 100 °С крийая зависимости сроков схватывания выполаживаетсн.
Давление
оказывает меньшее
влияние на сроки схватывания, но
также ускоряет их.
В скважине на цементный растРис. 5.2. Зависимость начала
вор и камень действуют одновресхватывания цементного растменно температура и давление. При
вора от водоцементного относопоставлении зависимости сроков
шения
74
начала схватывания от температуры и от совместного воздействия
температуры и давления видно, что сроки схватывания значительно
сокращаются при совместном воздействии на раствор температуры
и давления (рис. 5.3). На графике разность во времени для наглядности заштрихована.
Сроки схватывания тампонажных растворов подбирают, исходя из конкретных условий и технологических возможностей. Для
замедления сроков схватывания применяют замедлители, для
ускорения — ускорители. При подборе рецептуры тампонажного
раствора по срокам схватывания температуру и давление в автоклаве можно задавать как режимные, т. е. изменяющиеся во времени, так и постоянные.
Для определения сроков схватывания цементных растворов при
температуре до 95 °С и без воздействия давления применяют прибор Вика (рис. 5.4). Как известно, цементный раствор со временем
теряет подвижность и превращается в камень. Переход из жидкого состояния раствора в твердое для различных партий цементов различен, поэтому каждая партия цементного раствора ис*
следуется на сроки схватывания. Оценка тампонажного раствора
по срокам схватывания основана на периодических измерениях
глубины погружения в твердеющий раствор иглы Вика. Когда
раствор еще находится в жидком состоянии, игла полностью погружается в раствор. Но по мере того как раствор набирает прочность, погружение иглы замедляется, а по истечении некоторого
времени полностью прекращается. Скорость схватывания по этому
способу характеризуется так называемыми сроками схватывания—
началом и концом схватывания.
Началом схватывания считают время, прошедшее с момента
приготовления раствора до момента, когда игла прибора не доi
4<tf
s
ь
3D 1B
20
IB
0
Ц
20
Рис. 5.3. Зависимость сроков схватывания от температуры и совместного воздействия
температуры н
давления
Рис. 5.4. Игла Вика
7
i >
ходит до дна конического кольца с раствором на 1—2 мм, а концом схватывания — время от начала приготовления цементного
раствора до того момента, когда игла войдет в раствор всего лишь
на 1 мм.
Прибор Вика состоит из призматического металлического
стержня /, свободно перемещающегося в вертикальной обойме
станины 2. Для закрепления стержня на желаемой высоте служит
зажимной винт 7. В нижнюю часть стержня 1 ввинчивают стальную иглу 3 диаметром 1,1 мм и длиной 50 мм. Масса стержня с
иглой должна быть равна 300±2 г.
На станине укреплена шкала 5 с указателем 6 делений от нуля
до 40 мм. Коническое кольцо 4 для цементного раствора имеет
размеры: внутренний диаметр верхнего основания 65±5 мм, нижнего — 75±5 мм, высота 40±0,5 мм. Под кольцо подкладывают
пластинку, сверху на кольцо устанавливают надставку высотой
5 мм.
Порядок работ при определении сроков схватывания следующий. Приготовляют 300 см3 цементного раствора, который после
3-мин перемешивания заливают в кольцо Вика. Стенки кольца
и пластинку, на которую его устанавливают, смазывают тонким
слоем машинного масла, так как иначе схватившийся цементный
раствор будет трудно удалить из кольца.
Перед тем как залить раствор в кольцо, следует проверить работу прибора: свободно ли опускается стержень, совпадает ли при
соприкосновении иглы с донной пластинкой нулевое деление шкалы с чертой на отержне. Если черта не совпадает с делением, шкалу передвигают.
Сроки схватывания цементного раствора, предназначенного для
«холодных» скважин, определяют на воздухе при температуре
22±2°С. После затворения поверхность теста, залитого в кольцо,
выравнивают ножом и спустя 1 ч 30 мин делают первое погружение иглы, последующие погружения — не реже чем через каждые 15 мин.
Перед погружением иглу следует установить на уровне поверхности раствора и закрепить стержень винтом. Опустив зажим, дают возможность игле свободно погружаться в раствор. После каждого погружения иглу следует вытирать, а кольцо поворачивать,
чтобы игла каждый раз погружалась в новое место. Во время
опыта следует оберегать кольцо с раствором от толчков, сотрясений и влияния тепла, а иглу — от искривления. Для этаго, когда раствор еще жидкий и начало схватывания не наступило, иглу во
избежание резкого удара о донную пластинку следует слегка придерживать рукой.
Для определения сроков схватывания цементного раствора,
предназначенного для «горячих» скважин, кольцо с раствором
хранят в водном термостате с пресной водой, в котором поддерживается температура 75±3°С. Первое погружение иглы проводят через 1 ч 30 мин с момента затворения, последующие — через каждые 15 мин до окончания испытания.
76
Т а б л и ц а 5.1. Сроки схватывания цементных растворов
ГОСТ 1581—78
Бнд цемента
Сроки схватывания после эатворення, ч—мин
начало, не ранее
Для «холодных" скважин
Для » горячих" скважин
2—00
1—45
конец, не позднее
10—00
5—00
В табл. 5.1 приведены требования, предъявляемые к срокам
схватывания цементных растворов.
Сроки схватывания тампонажных растворов при температурах более 100 "С и давлении определяют в автоклавах. Принцип
определения сроков схватывания тампонажных растворов в автоклаве тот же, что и на приборе Вика.
В корпусе 9 автоклава (рис. 5.5) помещают стойку 7 с набором (5—8 шт.) игл Вика 8 массой 300 г каждая и стакан 12
с тампонажным раствором. Корпус автоклава заполняют водой и
герметично закрывают крышкой 4. Давление в автоклаве создается и поддерживается прессом, а температура — нагревателем 10.
Иглы Вика находятся в подвешенном состоянии на муфте 5 с пазом. Иглы сбрасываются штоком 1 через заданный интервал вре-
Рис. S.S. Автоклав:
/ — шток; 2 —нажимная гайка; 3 — сальник; 4 — крышка; 5 — муфта; б —нагнетательная линия; 7 — стойка; в — корпус
Нглы; 9 ^ к о р п у с автоклава] ^ — н а г р е ватель; 11 — игла; 12 — стакан; 13 — запорное кольцо;
14 — стопорная аклка;
IS — ручка; 16 — раз для термопары
77
мени. Сроки схватывания контролируемого раствора определяются после извлечения стойки из автоклава и измерения глубины
погружения в цементный раствор каждой иглы.
Если при постоянной нагрузке, превышающей предел упругости, тело медленно деформируется, деформацию называют пластической. В таких случаях принято говорить, что тело «течет».
Напряжение, при котором тело «течет», называется пределом те-
Время загустевання тампонажных растворов
кучести.
В связи с ростом глубин нефтяных и газовых скважин и повышением забойных температур и давлений возникла неебходимость в определении загустевания (консистенции) тампонажных
растворов, находящихся в движении (в процессе их перемешивания).
Прежде чем рассмотреть механизм загустевания раствора и
методы его определения, остановимся на некоторых свойствах растворов.
Тампонажные и буровые растворы по реологическим свойствам можно разделить на четыре основных типа: приближающиеся
к истинно вязким (ньютоновским), малотиксотропные вязкопластичные, сильнотиксотропные вязкопластичные, неньютоновские
жидкости.
К первому типу относятся: техническая вода, буровые растворы на нефтяной основе, безглинистые растворы (карбонатные,
сульфатные) и т. д.
Ко второму типу — суспензии со значительным содержанием
твердой фазы: глинистые растворы из малоколлоидиых глин, утяжеленные глинистые растворы, а также некоторые тампонажные
растворы. Характерным свойством таких растворов является то,
что при циркуляции в скважине начальные давления на насосах
мало отличаются от установившихся.
К третьему типу принадлежат растворы из высокрколлоидных
глин и многие виды тампонажных растворов. Для таких растворов давление на буровых насосах при восстановлении циркуляции
значительно превышает установившееся.
К четвертому типу относятся малоглинистые и безглинистые
промывочные растворы, содержащие высокомолекулярные и полимерные вещества большой концентрации.
Как указывалось выше, тампонажные и глинистые растворы
представляют собой дисперсную систему, в которой цемент или
глина являются дисперсной фазой, а вода — дисперсионной средой. Свойства тампонажных и глинистых растворов находятся в
тесной зависимости от свойств цемента или глины в той жидкости,
которую составляет дисперсионная среда.
Тела, обладающие свойством восстанавливать первоначальную
форму при снятии нагрузки, называются упругими, а само свойство — упругостью.
Предел, при котором тело под действием приложенных внешних сил теряет способность восстанавливать первоначальную форму, называется пределом линейной упругости или пределом пропорциональности.
78
*
:
|
,.
.
Течение представляет собой один из видов деформации, величина которой непрерывно возрастает под влиянием постоянно действующей нагрузки. Характер и величина деформации
зависят от свойств тела. Так, для твердого тела характерны такие
деформации, как растяжение, кручение, сжатие, изгиб, сдвиг, а
для жидкостей и газов основным видом деформации является течение.
По физико-механическим свойствам тампокажные и глинистые
растворы занимают промежуточное положение между ньютоновскими жидкостями (например, вода) и хрупкими телами. Поэтому
эти жидкости обладают свойствами и твердых тел и жидкостей.
В спокойном состоянии под влиянием взаимодействия частиц
. дисперсной фазы (глина, цемент) между собой и молекулами дисперсионной среды в растворах происходит структурообразование,
т. е. раствор приобретает студнеобразное состояние. Такие растворы обладают некоторой упругой деформацией — свойством, присущим упругим телам. Обладая упругими свойствами, эти растворы могут воспринимать определенные нагрузки, оставаясь в неподвижном состоянии. Например, налитые в цилиндрический
сосуд, они сохраняют положение своей поверхности при определенном наклоне сосуда и не выливаются из него.
Изучением свойств (напряжение, деформация и их взаимосвязь) таких жидкостей занимается реология (от греческого слова rehos — поток + logos — учение).
Когда говорят о реологических константах (или свойствах)
растворов, подразумевают статическое напряжение сдвига, вязкость и динамическое напряжение сдвига.
Для правильной оценки гидравлических сопротивлений, возникающих при движении жидкости, необходимо прежде всего установить законы внутреннего трения жидкости и составить ясное
представление о механизме самого движения. В первой главе дано определение «вязкости» — это свойство реальных жидкостей
оказывать сопротивление касательным усилиям; оно не может
быть обнаружено при покое жидкости, так как проявляется только при ее движении.
Для выяснения физической сущности вязкости рассмотрим следующую схему. Пусть имеются две параллельные пластины А и В
(рис. 5.6), в пространстве между которыми заключена жидкость.
Предположим, что пластина А движется с некоторой постоянной
скоростью и. Опыт показывает, что слой жидкости, непосредственно прилегающий к пластине А, прилипает к ней настолько, что
скорость его движения равна скорости движения пластины, а слой,
прилегающей к пластине В, которая стоит на месте, совсем не
перемещается, т. е. н = 0 . При этом промежуточные слои жидко79
Рис. 5.6. Схема для объяснения вязкости жидкости
В международной системе единиц абсолютная вязкость измеряется в Па-с.
Величину, обратную коэффициенту абсолютной вязкости |=
= 1/ц, называют текучестью.
Жидкости типа цементных и глинистых растворов характеризуются более сложной зависимостью
da
,,
' = 11—+ 0.
сти будут скользить со скоростью, пропорциональной расстоянию
от нижней пластины. Если расстояние между пластинками обозначить п, то скорость иу слоя жидкости, находящегося на расстоянии
у от этой пластины, будет
«„ = « — .
(5.1)
Таким образом, существуют разность скоростей между соседними слоями жидкости (как и между отдельными ее частицами) и взаимное их скольжение вследствие сил внутреннего
трения.
Чтобы сдвинуть одну пластину относительно другой, необходимо приложить к пластине некоторую силу F, которую определяют по формуле
F
S—.
(5.2)
п
Если эту зависимость отнести не ко всему расстоянию между
пластинами п, а к бесконечно малому расстоянию между двумя
= f J
da
частицами рассматриваемого слоя
и к единице площади, то
получим значение касательного напряжения
__F
du
S
dn '
(5.3)
где ц — коэффициент пропорциональности, зависящий от рода
жидкости и называемый коэффициентом внутреннего трения или
динамической (абсолютной) вязкостью жидкости; S — площадь
пластины:
градиент (изменение) скорости du на участке dn
dn
или скорость сдвига.
Из формулы (5.3) ясно физическое значение ц; оно представляет собой силу трения, приходящуюся на единицу поверхности,
при градиенте скорости, равном 1, т. е.
/ du
/
dn
(5.4)
Иными словами, вязкость есть физическое свойство жидкостей,
характеризующее их сопротивляемость скольжению или сдвигу.
90
(5-5>
dn
где т) — коэффициент структурной
вязкости; 9 — статическое напряжение сдвига.
Дистиллированная вода при температуре 20 "С имеет вязкость,,
равную примерно Ы 0 ~ 3 П а - с .
Свежеприготовленный раствор из портландцемента с водоцементным
отношением
0,5
имеет
вязкость
примерши
(20-4-50)-Ю- 3 П а - с .
Статическое напряжение сдвига
В спокойном состоянии в цементных и глинистых р а с т в о рах происходит структурообразование в результате взаимодействия частиц дисперсной фазы с молекулами дисперсионной среды.
Внешне структурообразование проявляется в загустевании р а с т вора, а загустевший раствор приобретает свойства упругого тела.
Под действием прикладываемой к структурированному растворусилы в нем возникают напряжения, которые приводят к деформациям. Прочность структуры цементного (глинистого) раствора
характеризует величина того касательного напряжения, при котором раствор будет выведен из состояния равновесия и начнет
двигаться. Эта величина называется статическим напряжением^
сдвига в и графически может быть представлена отрезком ОА
(рис. 5.7). Как видно из рис. 5.7, в системе координат т—(du/dn)
для воды 9 равно нулю и величина ц выразится прямой ОСи проходящей через начало координат. В то же время, чтобы цементныеили глинистые растворы начали двигаться, необходимо приложить
некоторое усилие. Отрезок ОА показывает то усилие (статическоенапряжение сдвига), которое разрушает структуру раствора. Статическое напряжение сдвига тампонажных растворов возрастает
с течением времени и с увеличением температуры и д а в л е н и я
вследствие физико-химических процессов, происходящих в системе.
Динамическое напряжение сдвига
Если статическое напряжение сдвига растворов характеризует
величину сдвига в тот момент, когда раствор только начинает
двигаться (отрезок ОА, рис. 5.7), то под динамическим напряже-'
нием сдвига то понимают минимальное напряжение, при котором
раствор выводится из состояния равновесия (при условии, что ра6—50S0
81-
:Рнс. 5.7. Реологические кривые:
1 — для вязких жидкостей;
копластичных жидкостей
Рис. 5.8. Консистометр
2 — для вяэ-
«створ рассматривается как идеально пластическое тело). Непосредственно динамическое напряжение сдвига замерить нельзя,
графически же оно определяется отрезком ОД (рис. 5.7) или может быть найдено расчетным путем.
В большинстве случаев динамическое напряжение сдвига больше статического напряжения, что связано с физико-химической
природой растворов.
Рассмотренные реологические параметры цементных растворов
играют важную роль в процессе цементирования скважин, так как
от физической природы и характера изменения этих параметров и
от других факторов (температура, давление и т. п.) зависит течение этого процесса.
Основной особенностью реологических параметров цементных
•растворов, отличающих их от глинистых, является непрерывное
изменение их во времени. Время жизни цементного раствора от
его затворения до превращения в твердое тело определяется несколькими часами. Темп и характер изменения
механических
свойств цементных растворов зависят от минералогического состава цемента, тонкости его помола, количества воды затворения,
температуры, давления и многих других факторов. Так как факторов, влияющих на процесс, достаточно много, то темп и характер изменения реологических свойств со временем могут быть
весьма различны.
Процесс загустевания цементного раствора, находящегося в
движении, проявляется в увеличении его динамического напряже82
ния сдвига то и структурной вязкости ц, что приводит к увеличению гидравлических сопротивлений при движении цементного раствора в трубах и в затрубном пространстве в к повышению давления на насосах цементировочных агрегатов.
Однако измерить реологические параметры (т и г\) цементного раствора в области, близкой к пределу прокачиваемое™,
весьма сложно. Поэтому на практике наблюдают за изменением
консистенции раствора во времени с помощью консистометра.
В СССР время загустевания цементных растворов определяют
с помощью консистометров КЦ-3 и КЦ-4, которые позволяют проводить замеры загустевания при температуре до 300 °С и давлении
до 150 МП а.
Принцип работы консистометра показан на рис. 5.8. В автоклав 5, заполненный маслом, помещают стакан 4 с тампонажным
раствором. Стакан жестко соединен с валом 7, приводящимся во
вращение от электродвигателя 8. В стакан с раствором помещают
лопастной валик 3, который соединен с калиброванной пружиной
12. Автоклав герметично закрывают крышкой 2 и нагревателем 6
создают в нем заданную температуру, а насосом 9 — необходимое давление. Стакан вращается обычно при 60—70 об/мин.
Когда тампонажный раствор начинает загустевать, увеличивается
сопротивление проскальзывания лопастного валика. Валик закручивает калиброванную пружину 12, а пружина передает усилие закручивания на потенциометр /, который и показывает величину загустевания. Давление и температура в консистометре
фиксируются манометром 10 и термометром 11.
Условным пределом степени загустевания тампонажного раствора считается 5 Па-с. Время достижения этого предела называется временем загустевания раствора. Однако опыт показывает,,
что целесообразно ориентироваться на величину 3 Па-с, так как
в условиях действия высоких температур и давлений она растет
интенсивно.
Плотность раствора
Плотность раствора — одна из важнейших его характеристик.
Многие исследователи считают, что поддержание заданндй и равномерной плотности тампонажного раствора по всему затрубному
пространству — одно из основных технологических требований к
успешному проведению процесса цементирования, так как плотность— практически единственный контролируемый показатель качества тампонажного раствора при его приготовлении. Колебания
плотности тампонажного раствора указывают на иэменения его
водоцементного отношения, что вызывает изменение других его
свойств — прокачиваемости, затустевания, прочности и т. п.
Значительные колебания плотности считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям.
Так, при приготовлении облегченных тампонажных растворов незначительное повышение плотности от заданной вызывает резкое
6*
83'
загустевание раствора, ухудшается прокачиваемость и повышается давление при цементировании. Уменьшение плотности утяжеленных тампонажных растворов по сравнению с заданной вызывает разжижение раствора, утяжелитель выпадает, насосы выходят из строя, в колонне образуются непродавливаемые пачки из
выпавшего утяжелителя.
К большим осложнениям могут привести значительные колебания плотности при использовании замедлителей. Обычно замедлители добавляют в воду затворения в соответствии с лабораторной рецептурой. Уменьшение или увеличение воды в растворе
•приводит к изменению содержания в нем замедлителя, что сказывается на сроках схватывания раствора.
Качество раствора считается удовлетворительным, если плот.ность его колеблется в пределах ± 2 0 кг/м 3 .
Показатель фильтрации тампонажных растворов
Успех работ по цементированию скважин часто определяется
такими важными свойствами раствора, как седиментационная
устойчивость и показатель фильтрации.
Вследствие сильно развитой межфазной поверхности тампошажные растворы являются агрегативно неустойчивой системой,
что приводит к разделению ее на две сплошные среды — воду и
•твердую фазу. При этом твердые частицы оседают (седиментируют), а свободная вода профильтровывается вверх. В случае нестабильности раствор расслаивается, жидкость прорывается в слабых участках структурированной твердой фазы, образуя каналы,
•сплошность цементного камня нарушается. Если процесс цементирования осуществляется нестабильным раствором, возможно значительное отфильтровывание воды в пласт. При водоотделении
тампонажный раствор загустевает и часто теряет прокачиваемость
раньше расчетного времени, что, как правило, приводит к осложнениям.
Показатель фильтрации определяется на приборе УВЦ-1, рассчитанном на работу при температуре до 250 "С, абсолютном давлении до 100 МПа и перепаде давления 0,5—50 МПа.
Показатель фильтрации чистых цементных растворов высок и
зависит от многих факторов — водоцементного отношения, свойств
цемента, наполнителей и т. д. Установлено, что водоотделение цементных растворов происходит весьма интенсивно и за первую
минуту отфильтровывается до 70% воды. При повышении перепада
давления до 5 МПа водоотдача тампонажных растворов увеличивается. С повышением температуры от 20 до 250 "С скорость
фильтрации возрастает, максимальна она в интервале температур
50— 100 °С.
Фильтрацию необходимо снижать, и для этого тампонажные
растворы обрабатывают КМЦ, гипаном или добавляют в них не"большое количество бентонитовой глины.
Критерием для установления предельно допустимой фильтрации цементного раствора могут служить три основных положения:
сохранение прокачиваемости раствора в течение всего процесса
цементирования, обеспечение седиментационной устойчивости и
влияние проникновения фильтрата раствора на изменение коллекторских свойств продуктивного пласта.
В среднем считается, что относительная фильтрация тампонажных растворов на основе портландцементов и доменных шлаков должна находиться в пределах 15—20%.
Механические свойства цементного камня
Механическая прочность — основная оценочная характеристика цементного камня. В СССР механические свойства цементного
камня характеризуются пределами прочности на изгиб образцов
балочек стандартного размера, а в США — на сжатие цилиндрических балочек.
ГОСТ 1581—78 предусматривает испытания образцов-призм
на иггиб, что точнее отображает истинные напряжения, возникающие при приложении нагрузки; как показали исследования, при
испытании на сжатие результаты завышаются, а на растяжение—
занижаются.
Для оценки предела прочности камня в специальных формах
из цементного раствора готовят образцы-балочки стандартного
размера 4X4X16 См. Для одного испытания готовят три призмы
к после испытания на приборе Михаэлиса результат рассчитывают
по формуле
2bh2
(5.6)
где Р — вес ведерка с дробью; Н; / — расстояние между опорами, см; 6—ширина образца, см; ft —высота образца; fe — коэффициент, определяемый соотношением плеч рычагов прибора.
Для балочек размером 4X4X16 см при расстоянии между опорами 10 см и соотношении плеч рычагов 1 :50 расчетная формула
принимает следующий вид: стИзг=1,17Р.
Предел прочности при изгибе камня вычисляют как среднее
арифметическое значение результатов испытания трех образцов
(в МПа)..
Образцы, приготовленные из цемента для «холодных» скважин,
первые сутки хранят в ванне при температуре 22±2 "С. Через
"22±2 ч после затворения образцы освобождают от форм и продолжают хранить в ванне до момента испытаний. Образцы, приготовленные из цемента для «горячих» скважин, хранятся в термостате при температуре 75±3"С.
Ниже приведены требования, которым должны отвечать образцы, хранившиеся в течение 24 и 48 ч.
Цемент
Для.? „холодных" скважин Для „горячих" скважин
Срок хранения, ч . . . .
48
24
Температура твердения,
"С
22+2
,
75+3
Предел прочности при
изгибе, МПа
2,7
3,5
Для протекания нормальной реакции гидратации минералов
портландцемента, обусловливающих твердение камня, необходима вода. Недостаток воды замедляет процессы гидратации и изменяет структуру цементного камня. В скважине расход воды на
гидратацию в некоторой степени компенсируется поступлением
в цементный камень пластовых вод и фильтрата из глинистой
корки.
Повышение температуры значительно ускоряет реакции гидратации минералов портландцемента, а следовательно, и твердения цементного камня. Для камня из портландцемента наибольшая прочность соответствует интервалу температур 80—100 °С.
Дальнейшее повышение температур снижает механическую прочность камня, поэтому для цементирования скважин с забойными
температурами, превышающими 100 °С не рекомендуется применять чистый портландцемент.
Давление при установленных сроках твердения цементного
камня при температуре до 100 °С способствует повышению его
механической прочности. При более высоких температурах давление не оказывает заметного влияния на прочность цементного
камня.
Сроки хранения по-разному влияют на прочностные свойства
цементного камня: в первое время прочность возрастает, затем
стабилизируется, а в последующем падает. Изменения прочностных свойств камня зависят в основном от температуры и среды
хранения.
Проницаемость камня
Чтобы обеспечить надежное разобщение пластов, цементный
камень должен иметь достаточно низкую проницаемость для пластовых жидкостей и газов. В скважине цементный камень подвержен действию агрессивных пластовых вод и газов. При наличии значительных перепадов давлений цементный камень, даже
обладая низкой проницаемостью, пропускает через себя воду и
газ, вследствие чего он подвергается объемному коррозионному
разрушению. Разрушение камня будет происходить тем скорее, чем
больше скорость движения и перепад давления.
Степень проницаемости цементного камня зависит от эффективной пористости, т. е. от размеров пор и степени их сообщения
между собой. На проницаемость камня существенное влияние оказывает температура, давление и срок твердения, а также химическое или физико-химическое взаимодействие между цементным
камнем и фильтрующейся жидкостью. Например, вода, взаимо-
действуя с цементом, в начальный период может уменьшить проницаемость камня (особенно если вода загрязнена или в ней растворены соли). Однако в дальнейшем, взаимодействуя с продуктами гидратации и выщелачивая свободные соли, фильтрующаяся вода увеличивает проницаемость камня и тем самым интенсифицирует его разрушение.
Проницаемость цементного камня не нормирована, но опыт и
расчеты показывают, что камень с проницаемостью (2—
4) Ю-3 мкм2 обеспечивает качественную изоляцию продуктивных
горизонтов.
Тонкость помола
Одно из важнейших требований, предъявляемых к цементам —
тонкость помола. Она влияет на темпы схватывания цементного
раствора и на прочность камня: чем мельче помол, тем скорее
схватывается раствор, прочнее камень и ниже его проницаемость;
чем крупнее частицы цемента, тем быстрее изнашивается цементировочное оборудование (поршни, клапанные коробки насосов
и др.). Поэтому для цементирования скважин применяют только
такие цементы, которые на сите с размером ячейки в свету
0,08 мм дают остаток по массе не более 15%.
Контрольные вопросы
1. Какие факторы действуют на свойства тампонажного раствора в скважине?
2. Как влияют температура и давление на сроки схватывания цементного
раствора? Что такое геотермическая ступень и геотермический градиент?
3. Как воздействует минерализация пластовых вод на прочностные свойства
цементного камня?
4. Какие требования предъявляются к качеству тампонажного раствора и
камня?
5. Какая разница между «сроками схватывания» и «временем загустевапия»
тампокажного раствора?
6. Что такое «статическое» и «динамическое» напряжения сдвига?
7. Что такое проницаемость цементного камня? Допустимые величины проницаемости.
Глава 6
ТАМПОНИРУЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ
§ 22. КЛАССИФИКАЦИЯ ТАМПОНАЖНЫХ ЦЕМЕНТОВ
И РАСТВОРОВ
Тампонажным цементом может быть назван материал, состоящий из смеси вяжущих веществ (портландцемент, глиноземистый цемент, шлак, известь и т. п.) и минеральных или органических добавок (песок, глина, барит, резиновая крошка, отходы
целлюлозного производства), дающих при смешении с водой лег87
неподвижную и не расслаивающуюся в определенном диапазоне
концентраций суспензию, которая с течением времени превращается в твердое камневидное тело.
Согласно ГОСТ 25597—83, тампонажные цементы классифицируют по следующим признакам: по виду клинкера и составу
основных компонентов; температуре применения; средней плотности тампонажного цементного теста; устойчивости к воздействию
агрессивных пластовых вод; объемным деформациям при твердении.
По виду клинкера и составу основных компонентов подразделяют тампонажные цементы на основе портландцементного клинкера, на основе глиноземистого клинкера и бесклинкерные (шлаковые, известкоао-песчаные и т. п.).
Тампонажные цементы на основе портландцементного клинкера по вещественному составу в зависимости от содержания и вида добавок подразделяют на тампонажные портландцементы: бездобавочные, с минеральными добавками (кварцевый песок, диатомит, пуццолан, трепел и т. п.), со специальными добавками,
регулирующими свойства цемента. Перед наименованием такого
цемента добавляется наименование добавки.
По температуре применения подразделяют тампонажные цементы для низких температур (ниже 15°С), нормальных (15—
50°С), умеренных (50— 100°С), повышенных (100—150°С), высоких (150—250 °С), сверхвысоких (>250°С) и циклически меняющихся температур.
По
средней плотности тампонажного цементного теста (в
3
кг/м ) цементы подразделяют на легкие (ниже 1400), облегченные (1400—1650), нормальные (1650—1950), утяжеленные (1950—
2300), тяжелые (>2300).
По устойчивости тампонажного камня к воздействию агрессивных пластовых вод тампонажные цементы подразделяют на
устойчивые к сульфатным, кислым (углекислым, сероводородным),
магнезиальным и полиминеральным пластовым водам.
По объемным деформациям тампонажного камня при твердении в водной среде в трехсуточном возрасте цементы подразделяют на цементы, к которым требования не предъявляют; безусадочные с расширением не более 0,1%; расширяющиеся с расширением более 0,1%.
В США выпускается шесть классов цементов, подразделяемые
на две группы: обычные и медленно схватывающиеся. Цементы
всех классов имеют в основе портландцемент. В процессе производства цементу в зависимости от состава могут быть приданы
свойства медленно- или быстросхватывающегося материала, быстрого или медленного набора прочности и т. п. Например, к некоторым цементам предъявляются требования высокой начальной прочности (класс С), повышенной сульфатостойкости (классы В и G) и т. д.
Кроме основных цементов, выпускаемых промышленностью
США, фирмы совместно с научно-исследовательскими организациями производят в небольших количествах модифицированные
или смешанные цементы, которые в основном применяются для
цементирования глубоких высокотемпературных или высокоминерализованных скважин. Содержание добавок (бентонит, пуццолан,
песок, диатомит, зола, шлак) обычно не превышает 15—30%. При
необходимости в цемент вводятся замедлители сроков схватывания.
§ 23. ТАМПОНАЖКЫЙ ПОРТЛАНДЦЕМЕНТ
В строительной промышленности вяжущими веществами называются порошкообразные материалы, которые при смешивании с
водой образуют тесто, твердеющее со временем.
В нефтяной промышленности основной тампонирующий материал — портландцемент. Он представляет собой разновидность силикатного цемента — порошкообразного минерального неорганического вяжущего материала.
Основная часть портландцемента — клинкер, который получается обжигом специальной смеси известняка и глины (мергеля)
до спекания (температура примерно 1450 °С) входящих в ее состав компонентов. Известь (мел, известняк) при обжиге дает окись
жальция (СаО), глина является источником кремнезема (S1O2),
глинозема (А1гО3) и окиси железа (Fe2O3),
Полученный в печи полуфабрикат — клинкер охлаждается, дробится, а затем в шаровых мельницах размалывается до тонкого
порошка, который и представляет собой цемент. При помоле клинкера к нему добавляют 3—6% гипса (для регулирования скорости
схватывания) и 10—15% других природных или искусственных
материалов (металлургический шлак, кварцевый песок, трепел,
опока и др.), называемых минеральными добавками. Они улучшают некоторые свойства портландцемента и обеспечивают экономию дорогостоящего клинкера.
К наиболее важным свойствам портландцемента относятся
плотность и тонкость помола.
Плотность портландцемента. По плотности тампонажного цемента можно определить наличие в нем утяжеляющих или облегчающих добавок. Тампопажный портландцемент из всех вяжущих
материалов обладает самой большой плотностью, равной в среднем 3120—3150 кг/м 3 .
Различают также н а с ы п н у ю м а с с у порошка. Для тампонажного портландцемента она составляет около 1200 кг/м 3 , в результате уплотнения путем вибрации или в результате транспортировки она может повыситься до 1800 кг/м 3 . Насыпная плотность специальных тампонажных цементов с тонкодисперсными
добавками снижается до 800 кг/м 3 . Эта величина используется при
применение которого Ограничено как температурными условиями,
так и плотностью приготовляемого раствора.
С повышением температуры и давления сроки схватывания
растворов из тампонажных портландцементов резко сокращаются.
Особенно интенсивно это происходит при повышении температуры
•от 20 до 50 °С. Средним участком кривой следует считать температурный интервал 50—100 "С, при дальнейшем увеличении температуры кривая зависимости сроков схватывания от температуры
выполаживается. Давление оказывает меньшее влияние, но также
ускоряет сроки схватывания. Например, если начало схватывания
раствора, приготовленного из цемента для «горячих» скважин, при
температуре 45 °С и давлении 15 МПа составило 2 ч 30 мин, то
уже при температуре 100 "С и давлении 30 МПа начало схватывания сократится до 25—30 мин. В этих условиях применение
портландцемента возможно только с добавлением химических реагентов—замедлителей сроков схватывания.
Для качественного и долговечного разобщения пластов необходимо, чтобы цементный камень имел определенную проницаемость, прочность и устойчивость для данных условий скважины.
Кроме того, на проведение процесса цементировочных работ и их
результат большое влияние оказывают реологические свойства
тампонажного раствора, их изменение во времени, плотность и
показатель фильтрации.
По мнению многих исследователей и производственников, для
получения качественного разобщения пластов плотность цементного раствора должна превышать плотность бурового раствора на
200—300 кг/м 3 . При таких условиях уменьшается интенсивность
перемешивания бурового раствора с цементным в процессе продавливания. Для получения заданной плотности цементного раствора часто в вяжущий материал (цемент, шлак, известь) вводят
соответствующие наполнители: для утяжеления — песок, барит,
магнетит, для облегчения — бентонитовую глину, перлит, диатомит.
Поэтому исключительное значение имеет правильный выбор
тампонажного материала для цементирования скважины.
В настоящее время в СССР разработаны и нашли широкое
практическое применение такие тампонажные материалы, как утяжеленный тампонажный портландцемент; песчанистый цемент, обладающий повышенной коррозийной и температурной стойкостью;
солестойкий, отличающийся повышенной коррозиестойкостью в соленосных пластах; низкогигроскопичный, характеризующийся повышенной сохранностью при длительном хранении, а также цемент
на шлаковой, известковистой основах и др.
Специфические особенности каждого типа тампонажного материала требуют от операторов знания реологических особенностей приготовляемых растворов и грамотного выбора режимов работы цементировочного оборудования для приготовления растворов с заданными параметрами.
Цементно-песчаные смеси. Изучение свойств цементного камня
сооружении складских помещений и определении вместимости бункеров цемеитосмесительных машин.
Тонкость помола портландцемента определяется суммарной
(удельной) поверхностью частиц, содержащихся в 1 г цемента, и
выражается в см2/г. Для тампонажного портландцемента удельная поверхность равна примерно 2500—4000 см2/г. Тонкость помола определяется с помощью сит (по остаткам на ситах не прошедшего через них цемента) и специальными приборами (например ПСХ-2), на которых у с т а н в л и в а е т с я у д е л ь н а я поверхность.
Тонкость помола существенно сказывается на свойствах как
раствора, так и камня. Наибольшее влияние оказывают самые
тонкие фракции порошка. Хотя доля их в общей массе невелика,
их суммарная поверхность немного превосходит поверхность частиц более грубых фракций, поэтому эти частииы и играют основную роль в формировании камня.
Определяющее влияние на сроки схватывания цементного раствора, прочность и проницаемость камня оказывают скорость и
характер процессов гидратации, которые для одного и того же
цемента определяются температурой, давлением и водоцементвыч
отношением (водосодержанием).
Водосодержание цементного раствора определяют такие его
свойства, как подвижность, седиментационная устойчивость, плотность. Водосодержание цементного раствора принято характеризовать водоцементным отношением, представляющим собой отношение массы воды к массе твердого материала. Это отношение
обозначается обычно В/Ц. Максимальное водосодержание, при
котором сохраняется достаточная седимептационная устойчивость,
и минимальное водосодержание, при котором сохраняется достаточная для прокачивания подвижность раствора, зависят главным
образом от удельной поверхности порошка. Для обычного тампонажпого портландцемента с удельной поверхностью 3500—
4000 см2/г водоцемснтное отношение составляет 0,48—0,50, При
более высоких В/Ц цементный раствор расслаивается, повышается
водоотстой; при заниженных В/Ц консистенция оказывается настолько густой, что прокачивание раствора поршневыми насосами
становится затруднительным.
Свойства раствора и камня зависят от срока хранения цемента.
Согласно ГОСТ 1581—78, каждую вновь поступившую партию
цемента анализируют. При анализе определяют водоцементное
отношение нормальной консистенции раствора, плотность, сроки
схватывания его и прочностные свойства цементного камня.
§ 24. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЦЕМЕНТЫ
Многообразию условий цементирования скважин не может
удовлетворять такой тип цемента, как, например, портландцемент,
90
I
91
из портландцемента при высоких температурах (более 110°С) и
давлениях показало, что его проницаемость резко повышается, а
прочность падает, поэтому камень не может играть роль качественного изолятора. Стабилизатором прочности и проницаемости
цементного камня из портландцемента при использовании его
в условиях высоких температур является кварцевый песок (кремнезем— SiO s ).
При нормальных условиях добавка песка при принятых сроках твердения является практически инертным компонентом, а при
повышенных температурах кремнезем активно взаимодействует с
составляющими цемента. Установлено, что на механическую прочность цементного камня влияет не только количество, но и природа кремнеземистой добавки. Лучшие результаты получены с добавками молотого кварцевого песка, худшие—с добавкой аморфнодисперсного кремнезема, С увеличением тонкости помола кварцевого песка увеличивается его удельная поверхность и, следовательно, активность.
В настоящее время применяют цементно-песчаные смеси, полученные при совместном помоле клинкера и песка или при механическом смешивании цемента и просушенного песка естественной крупности в следующем соотношении: цемент — 70—50%,
песок — 30—50%.
При выборе кварцевых песков следует отдавать предпочтение
тем, которые содержат пониженное количество вредных примесей:
слюды не более 0,5%; серных и сернокислых соединений (в пересчете на SO 3 ) не более 1%, глинистых включений не более
8%.
Цементно-песчаные смеси применяют для создания достаточно прочного и непроницаемого камня в скважинах с высокими забойными температурами; повышения прочности и коррозионной
стойкости камня, твердеющего в среде агрессивных пластовых вод;
утяжеления цементных растворов; экономии цемента.
Шлаковые цементы. Для высоких забойных температур (более 80 °С) в скважинах применяют цемент на базе доменных шлаков и кварцевого песка. Роль вяжущего материала выполняет
шлак, активность которого повышается с ростом температуры.
Кварцевый песок повышает термостойкость цементного камня и
является замедлителем сроков схватывания раствора.
Доменные шлаки по своему химико-минералогическому . составу приближаются к портландцементному клинкеру, отличаясь
от него обычно меньшим содержанием окиси кальция (СаО).
Свойства шлаковых цементов существенно отличаются от
свойств портландцементов. Шлаковые цементы медленно твердеют и схватываются. Их механическая прочность достаточно высока, а прочность шлакового камня, затвердевшего при температуре более '100 °С, превосходит прочность камня из портландцементов того же возраста, твердевшего в одинаковых условиях.
Усадка, водопотребность и текучесть шлаковых цементов почти
такие же, как у портландцементов. Высокая стойкость в минера92
лизованных водах позволяет применять шлаковые цементы для:
цементирования скважин в присутствии значительно минерализованных вод.
Доменный шлак несколько легче портландцемента, его плотность колеблется от 2900 до 2990 кг/м 3 . Для затворения шлакового цемента обычно требуется несколько меньше воды, чем для затворения тампонажного цемента (от 31 до 40% по массе).
Добавкой замедлителей можно регулировать свойства шлаковых цементов. При длительном хранении после помола шлаковые
цементы изменяют свои свойства (увеличиваются водопотребность, сроки схватывания и т. д.). Это необходимо учитывать при
подборе рецептуры растворов в конкретных условиях.
Активность шлаковых цементов при высоких температурах резко повышается, если в них попадает даже незначительное количество портландцемента. Сроки схватывания таких «загрязненных» шлаковых цементов приближаются к срокам схватывания'
портландцементов.
Поэтому шлаковые растворы, применяемые для цементирования глубоких высокотемпературных скважин, не должны иметь
примесей портландцемента.
В настоящее время разработаны технические условия (ТУ
39-9-27—71) на цементы шлакопесчаные совместного помола двух
марок ШПЦС-120 и ШПЦС-200, которые предназначены для цементирования нефтяных и газовых скважин с диапазоном температур 40—220 °С.
Облегченные тампонажные растворы. При цементировании
часто необходимо применять облегченные растворы, плотность которых значительно меньше плотности чистых цементных растворов.
Облегченные тампонажные растворы применяются: если в разрезе скважины имеются поглощающие горизонты или пласты,
склонные к гидроразрыву под действием повышенного гидростатического давления; если цементный раствор в затрубном пространстве скважины требуется поднять на большую высоту; для
снижения затрат на цементирование скважины в результате экономии высококачественного тампонажного цемента.
Растворы пониженной плотности получают п>ри: затворении
растворов из тампонажного цемента с наполнителями, которые
имеют значительно меньшую плотность (кокс, гильсонит), чем цемент, или обладающие повышенной водопочребностью (бентонит,
диатомит, опока); использовании в качестве вяжущих материалов
смол и пластмасс, имеющих значительно меньшую плотность, чем
тампонажные цементы; аэрировании растворов, приготовленных
из тампонажных цементов; затворении вяжущих материалов
" предварительно приготовленным глинистым раствором.
Наиболее распространен первый способ приготовления облегченных растворов, а наилучшая облегчающая добавка — бентонит, который дает возможность значительно повысить водоцементное отношение и тем самым снизить плотность раствора.
93
Важно правильно выбрать наполнитель, так как физико-химические свойства облегчающих наполнителей влияют не только на
тампонирующие свойства растворов, но и на процессы приготовления и продавливания их в затрубное пространство.
Наполнители должны удовлетворять следующим требованиям:
иметь возможно меньшую плотность; не должны содержать примесей, отрицательно влияющих на свойства вяжущего материала
и жидкости, используемой для затворения; иметь частицы размером не более 5 мм; иметь влажность не более 3%; обладать
стабильными физическими свойствами (плотность, гранулометрический состав, удельная поверхность и др.); быть сравнительно дешевыми и доступными для получения в требуемых количествах.
Рецептуру легких тампонирующих материалов необходимо
"подбирать отдельно в каждом конкретном случае, так как бентонитовая глина имеет различный минералогический состав и широкий диапазон тонкости помола, от которых зависит водопотребление смеси.
Свойства легких тампонажных растворов можно регулировать,
вводя реагенты (ССБ, хромпик, КМЦ, гипак и т. д.).
При температуре 130—200°С портландцемент в смеси с глиной
не может быть рекомендован, так как он не обеспечивает надежной изоляции. При этой температуре необходимо применять только те тампонирующие материалы, в которых вяжущей основой
является шлаковый цемент.
Утяжеленные цементы. При бурении часто приходится использовать промывочные жидкости, плотность которых превышает
3
1900 кг/м . В этом случае необходимо применять утяжеленные
цементные растворы, которые можно получать при совместном
помоле клинкера с утяжелителем, смешении цемента с утяжелителем, снижении водоцементного отношения в результате ввода
пластификаторов и применения методов активации (гидро- или
виброактивация).
Утяжеленные цементы — гидравлические вяжущие вещества,
получаемые совместным измельчением вяжущего материала с утяжеляющей добавкой.
Для приготовления цементов используют портландцемент марок 400—500 .по ГОСТ 10176—76 или тампонажный цемент по
ГОСТ 1581—78, доменный гранулированный шлак (как основной,
так и кислый), а в качестве утяжелителя — железную руду, железорудные концентраты, барит, магнетитовый песок
и другие ма3
териалы, имеющие плотность не менее 4200 кг/м .
Для снижения количества воды с целью .повышения плотности
и подвижности в раствор целесообразно вводить реагенты —пластификаторы, наиболее эффективны из которых сульфит-спиртовая барда, сульфит-целлюлозный экстракт и др.
Цри затворении таких цементов нужно строго следить за дозировкой воды, так как даже незначительные отклонения от нормы резко изменяют плотность приготовляемого раствора.
94
Для скважин с высокими температурами и давлениями применяются утяжеленные растворы, в которых вяжущей основой является шлаковый цемент, а утяжелителем служат те же материалы,,
которые применяются для повышения плотности тампонажных
растворов на основе портландцемента.
С 1972 г. отечественная промышленность приступила к выпуску утяжеленных тампонажных цементов совместного помола,
В табл. 6.1 приведены типы цементов и область их примененияв зависимости от плотности раствора и температуры.
Таблица
Вид цемента
УЦГ-1
УЦГ-2
УШЦ1-120
УШЦ2-120
УШЦ1-200
УШЦ2-200
6.1
Плотность раствора,
2060—2150
2160—2250
2060—2150
2160—2250
2060—2150
2160-2^50
Область применения (геостатическач
температура), °С
рекомендуемая
-допустимая
10—100
20—100
80—160
80—160
160—220
100—220
50-100
20—100
40—160
40—160
100—250
100-250
Цементные растворы на концентрированных растворах солей.
Значительная часть месторождений нефти и газа приурочена к
подсолевым и межсолевым отложениям. В разрезах этих месторождений встречаются мощные сульфатогалогенные отложения,
содержащие такие соли, как галит (NaCl), карналит (КС1Х
XMgCl 2 X6H 2 O), сильвин (К.С1), бишофит (MgCI 2 X6H 2 O), каинит (MgSO 4 XKClX3H2O), ангидрит (CaSO-t) и т. д. Бурение к
крепление в таких условиях — чрезвычайно сложная проблема.
В -сильно засоленной среде обычный цементный раствор быстро
загустевает. В кольцевом пространстве между цементным раствором и солью происходит интенсивный ионный обмен. В результа-:
те растворения солей в жидкой фазе цементного раствора в затрубном пространстве часто образуется зазор между цементным'
камнем и стенкой скважины, который может стать одной из причин некачественного цементирования.
Чтобы уменьшить или полностью прекратить химическое взаимодействие между цементным раствором и солями, применяют
тампонажные растворы, приготовленные на насыщенном растворе соли (одной или нескольких). В тампонажных растворах, приготовленных на насыщенных солями водных растворах, заметно
сокращается ионный обмен и свойства закачанных в скважину
растворов изменяются незначительно.
Основная добавка для засоления тампонажных растворов —
хлористый натрий (NaCI). Солевые растворы можно приготовлять в основном двумя способами: 3aTBqpeHneM заранее приготовленной сухой смеси цемента и соли и затворением цемента на
предварительно приготовленном солевом растворе..
Добавка до 5% NaCl способствует ускорению процессов структурообразования цементных растворов. Увеличение количества соли приводит к замедлению этого процесса, так как большое содержание соли действует как замедлитель. ПЬи температуре 22 °С
водный раствор соли считается насыщенным," когда в нем растворено 26,4% NaCl.
При повышении температуры от 22 до 95 °С при прочих равных
условиях с увеличением концентрации соли происходит ускорение
структурообразовательных процессов в растворе.
С увеличением дозировки соли наблюдается снижение фильтрации тампонажных растворов, что объясняется увеличением вязкости жидкой фазы раствора и уплотнением фильтрационной корки частицами соли. Засоленные растворы можно готовить как
с облегченными добавками, так и с утяжеленными. Кроме того,
их можно обрабатывать такими реагентами, как ССБ, КМЦ,
хромпик, ВК.К. и т. п.
Термостойкие тампонажные материалы.
Особенности
строи-
тельства и эксплуатации скважин, предназначенных для термического воздействия на продуктивный пласт, выдвигают определенные требования к тампонажному раствору и камню: тамлонажный раствор должен интенсивно твердеть в условиях низких
положительных температур (4—40°С), а образующийся при этом
цементный камень — обеспечивать надежное разобщение пластов
и выдерживать большие знакопеременные нагрузки, обусловленные тепловым расширением обсадных труб при циклическом воздействии высоких температур (200—300°С и выше).
Тампонажный портландцемент не достаточно термостоек, так
как продукты его гидратации начинают терять воду и переходить
в новообразования при сравнительно невысоких температурах.
Так, при температурах более П0°С камень из портландцемента
•претерпевает значительные качественные изменения, приводящие
к снижению прочности и повышению проницаемости.
Советскими и зарубежными исследованиями было показано,
что стабилизирующей прочность добавкой для цементов является
кремнезем (измельченный или среднезернистый кварцевый песок).
Оптимальная величина такой добавки составляет 30—60%', в среднем применяется 40% молотого кварцевого песка к массе вяжущего материала.
Для цементирования скважин, в которых ожидается проведение термического воздействия на пласт паром с температурой прогрева более 300 °С, в США хорошо зарекомендовал себя цемент
класса А или G по АНИ с добавкой 30—60% молотого кремнезема (табл, 6.2), а также пуццолановая смесь «Поцмакс».
. В СССР в качестве термостойких цементов для цементирования паронагнетательных скважин применяются цементно-песчаные
смеси и цементно-шлакопесчаные цементы.
Коррозионно-стойкие тампонажные цементы. Минеральные воды большинства месторождений содержат углекислый газ, сероводород, хлористый натрий и кальций, гидрокарбонат и другие
96
Т а б л и ц а 6.2. Прочность иа сжатие (в МПа)
i
Время твердения, сут
Содержание
молотого
кремнезема, %
0
1
14
29
40
50
60
18,4
16,8
15,2
23,8
22,6
20,8
23,7
21,2
19,6
22,2
20,6
20,2
Прим
гуре 27 "С.
: Образцы цементного камня формировались в течение 3 с у т при темпера-
компоненты. Воды, содержащие ионы сульфата (SO 4 ), магния
(Mg), сероводорода (HjS) и углекислого газа (СОг) высокой концентрации способны нарушать гидратацию цементного раствора и
со временем разрушать цементный камень.
Одним из видов коррозии цементного камня может быть коррозия выщелачивания гидроокиси кальция. Чем выше концентрация извести в порах цементного камня, тем больше при прочих
равных условиях скорость выщелачивания. В результате проникновения минерализованных вод и газов в раствор окись кальция
(СаО) из цемента переходит в гидрат окиси кальция и образуется другое химическое соединемие, состав которого до настоящего
времени плохо изучен. Это соединение нарушает процесс гидратации цементного камня. Под действием углекислого газа камень
становится рыхлым, высокопроницаемым и трещиноватым.
Другой наиболее распространенный вид коррозии цемента —
сероводородная, сопровождающаяся образованием малорастворимых осадков сульфидов кальция, алюминия и железа:
+ H2S=Al2S3+H2O;
2Fe(OH)3+3H2S=Fe2S3-r-HA
(6.1)
Гидроалюминаты кальция входят в состав гищроалюминиевой
фазы портландцементного камня и, взаимодействуя с сульфидом
кальция, образуют соли гидросульфоалюмината кальция. При образовании соли к твердой фазе присоединяется повышенное количество воды, объем кристаллов увеличивается и в результате появляется внутреннее напряжение', приводящее к разрушению
камня.
В углекислой среде цементный камень становится пористым,
высокопроницаемым и часто не затвердевает, а в сульфидной среде он более рыхлый и непрочный, в отдельных образцах заметно
трещиноватый, пористый и слоистый. Исследователи считают, что
коррозия цемента наблюдается в период его затвердевания, она
связана с окислами, входящими в состав клинкера цемента,
и, следовательно, возможно регулирование стойкости цемента
введением компонентов с соответствующим содержанием окислов.
7-5080
9,7
Активные свойства тампонажного цемента определяются в основном окисью кальция, химически связанной с кремнеземом, глиноземом и окисью железа. Окись кальция в цементном камне занимает доминирующее положение, и в зависимости от ее процентного содержания и связанности существенно изменяются свойства
цементного камня. Химически 'несвязанная окись кальция—*
вредная составная часть тампонажного материала. Следовательно, для повышения стойкости цементов в условиях агрессивных
вод и газов необходимо добавлять к цементу активные материалы, содержащие S1O2, AI2O3, Fe2O3, и снижающие количество свободной окиси кальция. Такими добавками являются трепел, опока, туф, кварцевый песок и др.
При сероводородной агрессии рекомендуется применять шлакояесчаные и цементно-шлакопесчаные смеси с добавкой молотого леска. Кроме того, цементы и шлаки должны содержать минимальное количество окислов железа и алюминия. При сероводородной агрессии наиболее энергично образуется сульфид железа,
поэтому для повышения стойкости вяжущих следует ограничивать содержание в них окислов железа, марганца и других тяжелых металлов, образующих прочные, устойчивые сульфиды.
Из этих же соображений при необходимости утяжеления цементного раствора рекомендуется применять барит, а не магнетит и другие соединения железа. При наличии магнезиальной и
углекислотной агрессии кремнеземистые материалы в цементе,
особенно тонкомолотые, резко ухудшают коррозионную стойкость
камня. В этих случаях добавка кремнеземистых материалов должна быть ограничена.
Во всех случаях уменьшение водоцементного отношения увеличивает стойкость цементного камня в агрессивных средах,
В отечественной практике нашли применение такие коррозионно-стойкие цементы, как пуццолановые, глиноземистые, песчанистые, на шла'ковой основе, сульфатостойкие портландцемента
и др.
Из названных цементов в промышленном масштабе выпускается глиноземистый цемент. Он получается обжигом до спекания
или плавления смеси, состоящей из боксита и карбоната кальция*
Смесь составляется с таким расчетом, чтобы полученный в ре^
зультате обжига клинкер содержал главным образом низкоозновные алюминаты кальция.
Особенности глиноземистого цемента — способность к расширению и высокая стойкость в агрессивных средах. Отсутствие
свободной гидроокиси кальция предохраняет глиноземистый цемент от сульфатной коррозии, в то же время он весьма нестоек в
растворах щелочей.
.
Применение глиноземистого цемента для цементирования
скважин ограничено отрицательным действием на него высокой
температуры. Он может применяться только в «холодных» скважинах, где статическая температура на забое не превышает 20—•
25°С. При более высоких температурах значительно ускоряются
98
процессы перекристаллизации гидроалюминатов и прочность камня резко снижается.
Часто глиноземистый цемент добавляют к портландцементу
для сокращения сроков схватывания раствора. Можно подобрать
такое соотношение смеси портландцемента с глиноземистым цементом, что сроки схватывания раствора при температуре 20°С
составят 5—10, мин, вместо 3—4 ч для .растворов из чистого nqprландцемента.
На отечественных промыслах, помимо перечисленных цементов, применяются волокнистые, расширяющиеся гипсоглиноземистые цементы, быстросхватывающиеся смеси и другие тампонажные материалы.
,
§ 25. ОРГАНИЗАЦИЯ ХРАНЕНИЯ И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ
ЦЕМЕНТА
|
|
'
|
i
Качество тампонажных материалов, используемых при цементировании скважин,— одна из основных предпосылок как для успешного проведения самих технологических операций, цементирования скважин, так и для обеспечения, надежного разобщения
пластов. В то же время известно, что тамлонажный цемеят со временем снижает свою, гидратационную активность. При этом условии для получения тамионажных растворов с наперед заданными
свойствами требуются повышенные пропорции добавок химических реагентов. В связи с этим вопросы сохранения качества тампонажных матзриалов на всех этапах их движения от заводов-изготовителей до мест потребления (скважины) имеют исключительно важное народнохозяйственное значение.
Поэтому в комплексе организации цементирования скважин
серьезное внимание должно уделяться таким вопросам, как хранение и транспортировка тампонажных материалов, организация
переработки их на перевалочных окладах и базах и непосредственно на буровой.
Правила поставки. Согласно ГОСТ 1581—78, размер партии
цемента устанавливается в количестве 200 т. Поставка цемента в
Количестве менее 300 т также считается партией. При отправке
цемента водным путем допускается увеличение партии до 300 т.
Каждая партия цемента сопровождается паспортом, в котором
указываются: название завода-изготовителя, номер партии, наименование и адрес получателя, номер вагонов (автомашин, судов)
. в накладных, название цемента, вид добавки и количество добавки в процентах, соответствие цемента требованиям ГОСТ 1581—
78, дата изготовления образцов и результаты их испытаний,
Тампонажный цемент поступает к потребителю как затаренным в бумажные мешки, так и навалом (россыпью). Мешки с цементом, .поступающие к потребителю, маркируются или штампом,
.или наклеиванием ярлыка. По действующему ГОСТ маркируются
не все. мешки, а один из 25 в каждой партии. На штампе или ярлыке указываются номер партии, вид цемента и дата его отгрузки.
7
*
'
99
Бумажные мешки вмещают 48—50 кг цемента. Они изготовляются из пяти-шести слоев плотной бумаги (из них два-три слоя
пропитаны битумным водоотталкивающим составом). Эта упаковка непрочна, во время перегрузок цемента часто рвется, что приводит к потере большого количества цемента.
Для более длительного сохранения кондиционных свойств цемента и предотвращения повреждения тары в процессе попрузочно-разгрузочных работ многослойная бумажная упаковка упрочняется оболочкой из джутовой ткани либо снабжается целлофановой прокладкой или вкладышем. Цемент в упрочненной упаковке
идет на экспорт, а также отправляется в районы Крайнего Севера.
Правила транспортировки. Тамлонажный цемент отгружается
с заводов-изготовителей потребителям нефтяных районов железнодорожным, смешанным (железнодор-ожно-водным), водным и
автомобильным транспортом.
По железной дороге затаренный в мешки цемент отправляется
на перевалочные базы и прирельсовые склады нефтяных районов
крытыми нормальными вагонами общего назначения. Вагон, в котором перевозят цемент, должен быть чистым и сухим. Мешки
цемента в вагоне укладываются штабелями по партиям. Между
штабелями различных партий оставляют п.роход шириной в один
мешок.
В последнее время значительно возрос объем бестарной перевозки тампонажного цемента. По сравнению с перевозкой в затаренном виде транспортирование цемента россыгаью имеет ряд преимуществ. Стоимость одной лишь бумажной тары, используемой
обычно однократно, составляет более 10% стоимости цемента.
Кроме того, доставка цемента в мешках сопряжена с большой
трудоемкостью перегрузочных операций и большими потерями цемента от распыления и остатков в бумажной таре.
В свою очередь, перевозка бестарного цемента требует соответствующей оснащенности прирельсовых перевалочных складов
высокопроизводительными разгрузочными механизмами и герметизированными закрытого типа хранилищами порошкообразных
материалов.
Для транспортирования бестарного цемента используют вагоны-цементовозы бункерного типа («хоппер») и вагоны-щементовозы с пневматической разгрузкой. Вагоны-цементовозы с пневматической разгрузкой вместимостью 60 м3 имеют встроенные аэролотаи, откосы и рассекатели. Благодаря этим элементам, порошкообразный материал под воздействием сжатого воздуха может
быть отгружен из вагона в склад на расстояние до 20 м и более.
В случае поступления бестарного цемента в общем вагоне он
может быть разгружен с помощью пневматических разгрузчиков
или всасывающего (тип С-347, С-362), или нагнетательного действия (тип С-600Б, С-653Н) с горизонтальным напорным шнеком,
которыми оснащаются склады.
Для транспортирования цемента водным путем в СССР применяют баржи общего назначения. Цемент перевозят как в таре,
100
так и россыпью. Перевозка навалом тампонажного цемента в
баржах допустима при соблюдении следующих условий: надежная
изоляция партий друг от друга (т. е. перевозка цемента в баржах, имеющих отсеки вместимостью примерно 300 т); тщательная
очистка разгрузочных механизмов перед разгрузкой очередной
цементной партии; оборудование причалов окладами для бестарного хранения цемента.
В СССР наибольшее распространение для перевозки цемента
в небольших количествах получил автотранспорт.
Цемент в таре разрешается перевозить в открытых кузовах автомашины при условии полного его предохранения от попадания
влаги. По прибытии на склад машина должна быть немедленно
разгружена. Число мешков проверяют на основании сопроводительной квитанции. Цемент, рассыпанный при разгрузке, для цементирования не применяют.
За последние годы широкое распространение получили автоцементовозы для перевозки цемента россыпью. Известны автоцементовозы с гравитационной выгрузкой (группы ЦС-11 и КАЗ-601)
и автоцементовозы с пневматической выгрузкой (группы С-386,
С-386А, C-57I, Р-570 и С-652).
Автоцементовозы с гравитационной яшрузкой по сравнению с
автоцементовозами с пневматической выгрузкой имеют ряд недостатков, главные из которых — незначительная грузоподъемность
и необходимость установки загрузочного шнека при перегрузке
цемента в цементосмеситель.
В отличие от автоцементовозов с гравитационной разгрузкой
машины с пневматической выгрузкой могут -перегружать цемент
из резервуаров непосредственно в складские емкости или бункера
цементосмеситель'ных машин без использования дополнительных
перегрузочных механизмов.
В промысловых условиях для бестарной перевозки цемента часто используют цементосмесительные машины СМ-ilO и 2СМН-20.
На машине СМ-10 допускается транспортировка до 10 т цемента,
а на машине 2СМН-20 —до 6 г.
Правила хранения. Правильное хранение цемента и других
тампонажных материалов должно обеапечить: сохранность кондиции материала, недопустимость смешивания цемента различных партий, уменьшение потерь при обращении, удобство и безопасность при выполнении погрузочно-разпрузочных работ.
Длительное хранение затаренного цемента допустимо лишь в
закрытых сухих помещениях.
Категорически запрещается хранить шлаковый цемент в одном помещении с портландцементом и в таре из-под портландцемента.
Цемент каждой партии должен храниться раздельно. Он укладывается в штабеля высотой 10—12 мешков; мешки укладываются горизонтально вверх ярлыками. Проход между штабелями
должен быть шириной не менее 2 м.
101
При длительном хранении цемента на складах необходимо
один раз в месяц перекладывать штабеля, чтобы не допустить
слеживания цемента в мешках.
Для бестарного хранения цемента и других тампонажных материалов используют прирельсовые механизированные склады, которые оборудуются силосными емкостями и погрузочно-разгрузочными механизмами.
Вместимость склада выбирается тажим образом, чтобы цемент
в оилосах хранился не более одного месяца, так как, несмотря на
хорошие условия хранения в механизированных складах, цемент
при длительном хранении постепенно теряет свои качества.
В период длительного хранения цемент подвергается испытанию один раз в десять дней.
На буровую цемент подают не раньше момента спуска обсадной колонны (за исключением отдельных районов, не имеющих
цементных окладов).
Если затаренный в мешки тампонажный материал доставляют
на буровую бортовыми машинами или тракторами, его складывают на специальные площадки, расположенные рядом с тем местом, где намечено установить цементоомесительные машины. На
каждой площадке мешки укладывают на пол или сани, расположенные не менее чем на 0,5 м над уровнем земли. Штабель мешков на площадке не должен содержать цемента больше вместимости бункера одной цементосмесительной машины.
Мешки на площадже укладывают в таком порядке, который
обеспечивает удобство, безопасность и высокий темп работы при
заполнении бункера цементосмесительной машины. С этой целью
перед укладкой на площадке мешки разрезают в торцовой части
и укладывают в штабель с наклоном 70—80°, чтобы исключить'
высыпание цемента из разрезанных мешков. На период ожидания
прибытия на буровую цементосмесительных машин штабели цемента надежно укрывают брезентом. Ответственвость за сохранение цемента на буровой возлагается на бурового мастера.
Если тампонажный материал поступает на буровую в цементосмесительных машинах, то цемент обязательно пе;ред проведением цементировочных работ перебункеровывается из бункера в
бункер через приемную воронку для устранения спрессовывания
цемента. Перебункёровывание цемента проводят и в том случае,
если затаренный в цемёнтосмесительные машины цемент хранится
на буровой более суток.
Правила отбора и хранения проб. Потребитель обязан проверить соответствие поступившего тампонажного материала ГОСТу.
Цемент должен быть забракован, если он не отвечает хотя бы одному из требований стандарта.
Для получения достоверного результата испытаний цементов
и других тампояажных материалов большое значение имеет правильный отбор и подготовка средней пробы. С р е д н е й п р о б о й
называется часть опробуемого материала, небольшая по сравне102
Рис. 6.1. Трубчатый пробоотборник
(«щуп») для отбора проб из мешков:
I отверстие для выхода воздуха; 2 —
ручка деревянная; 3 — трубка лвтуннал
стальная
50
son
нию со всей массой, средний состав и свойства которой идентичны среднему составу и свойствам всей массы материала.
Средняя проба тампонажного цемента, упакованного в мешки,
отбирается с помощью трубчатого пробоотборника (рис. 6Л), вводимого через клапан мешка на три четверти его глубины. Категорически запрещается разрывать мешки для проведения отбора
проб.
Средняя проба составляется из нескольких частичных проб,
отбираемых в разных местах массы опробуемого материала. Пробы следует отбирать из мешков, расположенных в различных частях штабеля, пользуясь при этом «правилом конверта», т. е. пробы отбирают в каждом углу плоскости и в центре (как в плане,
так и по вертикали). Масса частичной пробы зависит от количества точек отбора и необходимой массы средней пробы. Масса
дредней пробы зависит от предполагаемого расхода материала
при испытании, однако она должна быть не менее 3 кг.
Если цемент транспортируется в автоцементовозах или в железнодорожных цементовозах-хопрах, то частичные пробы отби-1
рают через люцси с .помощью щупа, укрепленного на длинном ше
сте, из трех точек по высоте слоя материала: на глубине 20 см от
поверхности, в середине и на глубине 20 см от дна емкости.
Если цемент поступил россыпью, то частичные пробы отбираются в течение всей отпрузки равномерно во времени. Если цемент
хранится в кучах, то частичные пробы отбираются «вычерпыванием» лопатой или пробоотборником из различных точек, равномерно расположенных на поверхности.
Отобранные щупом пробы ссыпаются в сухой сосуд (например,
в эмалированное ведро с крышкой) и доставляются в лабораторию. Отобранная проба тщательно перемешивается, квартуется и
делится на две равные части. В случае, если средняя проба получилась значительно больше, чем необходимо, квартование повторяют до получения нужной массы средней пробы. Одну из частей подвергают испытанию согласно ГОСТ, другую хранят в сухом месте в плотно закрытой таре в течение месяца на случай необходимости повторного испытания.
Контрольные вопросы
1. Какие тампонажные материалы применяются при цементировании сква?
жин?
2. Назовите типы специальных цементов, применяемых при цементировании
скважин.
103
3. С какой целью добавляют в цемент утяжеляющие и облегчающие добавки?
.4. В каких случаях применяют шлаковые цементы?
Б. Какие существуют виды "коррозии цементного камня,?
6. Назовите коррозионно-стойкие тампонажные материалы; дайте им краткую характеристику.
7. Что считается «партией» цемента? Назовите размер «партии».
8. Почему нельзя шлаковый цемент хранить вместе с портландцементом?
9. Опишите правила доставки тампонажного материала на буровую,
10. Для чего перебункеровывают завезенный на буровую тампонажный цемент?
11. Что понимается под «средней пробой»?
12. Как долго хранится отобранная для анализа проба?
Глава 7
РЕГУЛИРОВАНИЕ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНОГО
РАСТВОРА И КАМНЯ
Успешность бурения, освоения и эксплуатации нефтяных и газовых скважи« в значительной степени определяется качеством
разобщения пластов, которое зависит как от технологии цементирования, так и от качества тампонажных материалов и свойств
приготовляемых растворов. Для надежного и долговечного разобщения пластав необходимо, чтобы камень, образующийся из тампо«ажного раствора, обладал достаточной прочностью и непроницаемостью в конкретных условиях скважины. В свою очередь,
тампонажный раствар должен сохранять прокачиваемость в течение всего времени, необходимого для цементирования скважины.
Поэтому часто возникает необходимость 1регулировать параметры
тампонажных систем с учетом условий скважины. К таким параметрам относятся: 'для тампонажяого раствора —время загустевания (или сроки схватывания), растекаемость, плотность, показатель фильтрации, 'реологические свойства, седиментационная
устойчивость, пенообразование, а для тамлонажного «амия — механическая прочность, проницаемость, термостойкость, коррозионная устойчивость, трещиноустойчивость.
Свойства тампонажных систем регулируют, как правило, обработкой их соответствующими реагентами и введением специальных материалов. Реагенты и материалы, вводимые в тампонажные
системы, оказывают комплексное воздействие—изменяют одновременно несколько параметров.
Обработка тампонажных растворов химическими реагентами
приводит к существенному изменению их свойств. Изменяются не
только свойства дисперсных частиц, но и свойства дисперсионной
среды, т. е. происходит глубокая модификация всей тампонажной
системы.
Исполнители работ должны четко представлять действие применяемых реагентов. Некоторые реагенты в одних условиях изменяют свойства тампонажных систем в одном направлении. При
других условиях влияние тех же реагентов может быть противоположным. Один и тот же реагент при различных дозировках мо104
жет оказывать противоположное воздействие. Рассмотрим реагенты и материалы, воздействующие на те или иные свойства тампонажных систем, по группам.
Время загустеваиия (консистенция) и сроки схватывания тампонажных растворов можно увеличивать и сокращать путем введения соответствующих реагентов. Реагенты, которые замедляют
сроки схватывания растворов, называют з а м е д л и т е л я м и ;
реагенты, ускоряющие процессы загустевания и сроки схватывания растворов,—у с к о р и те л я м и. Кроме ускорителей и замедлителей, применяют пластификаторы (разжижители) и понизители фильтрации, материалы, утяжеляющие плотность раствора
и снижающие ее, повышающие прочность и устраняющие объемную неравномерность формирования камня.
Тамлонажные растворы можно обрабатывать химическими
реагентами, предварительно растворив их в воде затворения, непосредственно вводя в сухую тамлонажную смесь или нагнетая
концентрированный раствор реагента в нагнетательную линию, по
которой жидкость затворения подают к смесительному устройству. Каждый из перечисленных методов имеет и положительные,
и отрицательные стороны и может быть использован в условиях,
наиболее благо-приятных для его применения.
На промыслах наиболее распространен метод предварительного растворения реагентов (едкого или нескольких) в жидкости
затворения. Предварительный ввод реагентов в жидкость позволяет получить наиболее точную концентрацию раствора, что очень
важно для приготовления тампонажных растворов с заданными
свойствами.
При использовании того или иного метода обработки тампонажных растворов реагентами свойства раствора, полученного в
лаборатории, должны полностью соответствовать свойствам, полученным в промысловых условиях.
§ 26. ЗАМЕДЛИТЕЛИ СРОКОВ СХВАТЫВАНИЯ
ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
Для создания нормальных условий при цементировании скважин с высокими забойными температурами и давлениями тампонажные смеси часто обрабатывают реагентами-замедлителями,
чтобы сроки схватывания наступили после того, как цементный
раствор будет закачан в затрубное пространство. Действие замедлителей на свойства цементных растворов объясняется образованием на частицах цемента коллоидно-адсорбционного слоя, который является дополнительной преградой (кроме молекул воды)
между частицами цемента. В результате тормозится гидратация
минералов, входящих в состав вяжущего материала.
В Советском Союзе наибольшее распространение получили такие замедлители, как сульфит-спиртовая барда (СОБ), карбожеиметил целлюлоза (КМЦ), питан, виннокаменная (винная) кислота
ОВКК), соли хрома, борная кислота и др.
105
ССБ — отход химической промышленности. Это концентрат
сульфит-дрожжевой бражки, представляющий собой кальциевые,
натриевые или смесь калъциево-натриевых солей лигносульфоновых кислот с примесью редуцирующих и минеральных веществ.
Сульфит-спиртовая барда выпускается в жидком, твердом и порошкообразном нигде. ССБ ,как продукт должна иметь паспорт и
отвечать техническим условиям на приготовление, приемку и хранение.
В нефтяной промышленности ССБ применяется в основном в
виде жидкости — однородной, густой, темно-коричневого цвета, с
концентрацией твердого вещества около 60% (плотность жидкой
СОБ колеблется от 1200 до 1280 кг/м 3 ). От концентрации твердой
фазы ССБ зависит эффективность замедления сроков схватывания цементного раствора. Поэтому при применении ССБ необходимо исходить из расчета
твердого
вещества в (растворе
(табл. 7Л).
Т а б л и ц а 7.1. Содержание сухих веществ в зависимости
от плотности раствора ССБ
Пдотвость,
кг/'м*
1020
1030
1040
1060
1080
Содержа.
ние сухих
веществ,
%
4,0
6,0
8,0
12,0
16,0
СодержаПлотность, ние сухнх
кг/м'
веществ.
%
1100
1120
1140
1160
1180
20,0
23,6
27,4
31,0
34,0
СодержаСодержаПлотность, ние сухих Плотность, ние сухих
веществ,
веществ,
кгУм*
кг/м»
%
%
1200
1220
1240
1260
1280
37,1
40,2
43,4
46,0
49,7
1300
1320
1340
1360
52 6
56,0
59,1
61,3
ССБ отличается непостоянством замедляющих свойств и не на
все цементы действует одинаково. Добавка ССБ к цементу аффективно замедляет сроки его схватывания щри температурах до
100°С. При более высокой температуре требуется резко увеличивать объем ССБ.
Обычно рекомендуется добавлять 0,.1—0,6% ССБ в пересчете
на массу сухой тамлоиажной. смеси. Дальнейшее увеличение дозировки ССБ сильно вспенивает растворы, затрудняя цементировочные работы (насосы засасывают воздух, искажается замерная
плотность приготовляемого раствора по отношению к фактической). При использовании значительных доз ССБ совместно с ней
применяют пеногасители типа НЧК или кальциевую соль 'нафтеновых кислот.
ССБ разжижает цементные растворы, поэтому ее широко применяют как пластификатор —для снижения водосмесевого отношения и повышения плотности и даже ускорения сроков схватывания цементного раствора (при малом водоомесевом отношении).
Для замедления сроков схватывания цементных -растворов при
температуре до 130 °С и высоких давлениях успешно применяют
КМЦ.
106
В отличие от сульфит-спиртовой барды КМЦ не вспенивает
растворы, более стабильна, активна; она замедляет сроки схватывания цемента тем сильнее, чем больше ее дозировка. КМЦ
получают обработкой щелочной целлюлозы (хлопковой или древесной) монохлоруксусной кислотой или ее натриевой солью.
Промышленная КМЦ представляет собой белый или кремовый
зернистый порошок без запаха и вкуса плотностью 1600 кг/м3.
КМЦ поставляют упаковкой в нетырехслойвые мешки по 25 кг;
она гигроскопична. КМЦ хорошо растворима в горячей воде
(50—80 °С); при нормальной температуре растворяется медленнее. Перемешивание ускоряет процесс растворения КМЦ.
Раствор КМЦ — стойкий, коллоидный, не теряющий во времени замедляющие свойства. С увеличением ее дозировки снижается
подвижность растворов.
Благодаря высокой эффективности при замедлении схватывания цементных растворов и одновременной способности снижать
фильтрацию, КМЦ получила широкое применение при температурах до 80 °С.
При температуре 120—130"С начинается деструкция (распад)
КМЦ и выше температуры 140 "С она непригодна к использова. нию. Исследования показали, что при температуре, близкой
к 170 °С, и давлении около 70МПа КМЦ, ССБ, крахмал и другие
высокомолекулярные органические замедлители разлагаются. Однако, учитывая кратковременность операции цементирования и
медленный прогрев цементного раствора, транспортируемого в
едважину, КМЦ можно использовать для обработки растворов,
применяемых для цементирования скважин с забойными температурами до 150—160 СС.
Для повышения работоспособности замедлителей — гипана,
КМЦ и ССБ при более высоких температурах (до 140—160 °С)
эти реагенты применяют совместно с солями хрома (бихромат
натрия Na 2 Cr 2 O 7 или калия К2СГ2О7). Совместное использование
этих реагентов приводит к резкому увеличению сроков схватывания растворов и способствует их разжижению. Обычно рекомендуется брать гипан, КМЦ или ССБ с хромпиком в соотношении 2 : 1 . При дальнейшем повышении температуры рассмотренные реагенты не создают необходимого замедляющего эффекта.
Для температур 170 °С и выше хорошим замедлителем является виннокаменная кислота С 2 Н 2 (ОН) 2 - (СООН)г. Ее получают
из винного камня, образующегося при брожении виноградного
сока и синтетическим путем. Это бесцветное твердое вещество
без запаха. Температура
плавления 170 °С, плотность сухого порошка 1760 кг/м3, в 100 г воды при 20 °С растворяется 139,44 г
виннокаменной кислоты. С повышением температуры растворимость ее в воде возрастает, при долгом нагревании при температуре выше 180 "С кислота разлагается.
Как замедлитель виннокаменная кислота активна до 200"С.
При добавке 0,3—0,5 % виннокаменной кислоты и температуре
С
90 С растворы практически не схватываются.
"Ш
Еще более активный замедлитель — комбинированный реагент
ВКБК, состоящий из 1,25% ВКК и 0,25—0,5% борной кислоты
<БК). С помощью .комбинированного реагента можно замедлить
сроки схватывания цементных растворов до 1 ч 20 мин при температуре 200 "С и давлении 70 МПа.
Исполнители работ должны четко представлять, что взаимодействие любого реагента с вяжущим материалом зависит от
многих факторов, которые необходимо учитывать в практике.
Характер воздействия одного и того же реагента зависит от химического состава и удельной поверхности тампонажного цемента,
продолжительности и условий его хранения, условий в скважине
и взаимодействия с буровым раствором, типа наполнителя и
условий его смешения с вяжущим материалом и т. д.
Поэтому выбор реагента и его дозировку в каждом конкретном случае определяют лабораторными работами не ранее чем за
10 дней до цементирования.
В США в качестве замедлителей широко применяют лигносульфонаты
кальция,
карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу
(КМГЭЦ), модифицированный лигниновый замедлитель (МЛЗ),
лесохимические полифенолы, а также ССБ, ВКК, КМЦ и др.
§ 27. УСКОРИТЕЛИ СРОКОВ СХВАТЫВАНИЯ
ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
При цементировании неглубоких скважин рекомендуется применять цементные растворы с ускоренными сроками схватывания.
Для этих целей широко применяют реагенты-ускорители.
Ускорителем называется добавка, введение которой в цементный раствор позволяет сократить сроки схватывания и обеспечить
быстрый рост прочности цементного камня в раннем возрасте.
В нефтяной промышленности в качестве ускорителей используют хлористый кальций, хлористый натрий, кальцинированную
и каустическую соду и др. Остановимся более подробно на некоторых из них.
Один из наиболее известных ускорителей твердения цементных
растворов — хлористый кальций (СаСЬ). Технический СаС12
выпускают трех марок: кальцинированный, плавленый и жидкий.
Хлористый кальций нетоксичен, быстро поглощает влагу, при попадании на кожу и слизистые оболочки вызывает раздражение.
Хлористый кальций упаковывают в металлические барабаны, полиэтиленовые мешки или пятислойные битумированные бумажные
мешки. Жидкий хлористый кальций транспортируется в цистернах.
При первичном цементировании рекомендуется дозировка от
I до 5%, для приготовления быстросхватывакшщхся смесей
до 18%. Влияние хлористого кальция на сроки схватывания с
увеличением температуры ослабевает, а с понижением температуры усиливается. Оптимальная добавка составляет 2 % от массы
сухого цемента.
108
В качестве ускорителя применяют также поваренную соль
(NaCl). Для сокращения времени на ожидание затвердения цементного раствора рекомендуется при одновременном снижении
водоцементного отношения вводить в воду поваренную соль до
5 % от массы цемента. Дальнейшее увеличение процентного
содержания NaCl в растворе приводит к обратному действию,
т. е. замедлению сроков схватывания цементного раствора.
В качестве ускорителей применяют также карбонат калия
(поташ), кальцинированную соду (Na 2 CO s ), силикат натрия или
жидкое стекло (Na 2 Si0 3 ) и др.
На промыслах Татарии и Краснодарского края для ускорения
сроков схватывания растворов смешивают цементы различного
минералогического и химического составов — портландцемент
с глиноземистым цементом. Среднее количество глиноземистого
цемента в смеси составляет 15—25%. Сроки схватывания смеси
можно регулировать, изменяя количество глиноземистого цемента.
Работа с реагентами-ускорителями требует особой аккуратности. Очень важно знать механизм воздействия применяемого
реагента на тампонажный материал. Как было показано выше,
многие химические реагенты при прочих равных условиях могут
быть ускорителями или замедлителями схватывания. Будучи
замедлителем при небольшой концентрации, этот же реагент при
повышенной дозировке становится ускорителем схватывания,
и наоборот.
§ 28. ПЛАСТИФИКАТОРЫ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ
Одно из основных условий качественного разобщения пласт о в — наиболее полное замещение бурового раствора тампонажньгм в заколонном пространстве. Чем полнее удален буровой
раствор из затрубного пространства и равномернее распределен
тампонажный раствор вокруг обсадных труб, тем меньше возможность межпластовых перетоков флюидов и возникновений газо-,
водо- и нефтепроявлений.
Общепризнано, что наиболее полное замещение бурового раствора цементным наблюдается при турбулентном режиме течения восходящего потока в заколонном пространстве. Однако
цементные растворы обладают повышенной вязкостью и для создания турбулентного режима закачки требуются . значительные
гидравлические мощности.
В настоящее время все шире применяют обработку тампонажных растворов пластификаторами и разжижителями, вследствие
чего турбулизация потока цементного раствора достигается при
меньших скоростях и объемных расходах. Добавление к цементному раствору реагентов-пластификаторов оказывает повышенное
диспергирующее действие на цементные частицы, в результате
чего резко уменьшается динамическое сопротивление сдвигу, а
также понижается структурная вязкость.
109
Из пластификаторов наиболее распространены ССБ, КССБ,
ОССБ, окзил, НССБ и др.
Сульфит-спиртовая барда (ССБ) нашла широкое применение
не только как замедлитель, но и каж пластификатор. При добавлении реагента до 0,3 % от массы сухого цемента значительно
возрастает подвижность раствора, уменьшаются динамические
сопротивления сдвигу. Так, введение в раствор из цемента Стерлитамакского завода 0,3 % ССБ позволяет уменьшить потери
давления во время продавливания цементного раствора до 50%.
Добавка ССБ в раствор до 0,6 % позволяет сократить водоцементное отношение до 0,35—0,4 при сохранении растекаемости в
пределах ГОСТ. ССБ уменьшает фильтрацию раствора.
Нитрованная сульфит-спиртовая барда (НССБ), как и ССБ,—
хороший пластификатор. Ее можно вводить в раствор в количестве до 1 %, при этом раствор не вспенивается.
Нитрованную сульфит-спиртовую барду получают обработкой
ССБ разбавленной азотной кислотой, меланжем или окислами
азота, НССБ обладает меньшей вязкостью по сравнению с ССБ
и при 0 °С остается лепкоподвижной жидкостью. НССБ хорошо
совместима с реагентами-стабилизаторами (КМЦ и гипаном).
В последнее время большое внимание стали уделять такому
показателю тампонажного раствора, как фильтрация. Тампонажные растворы, приготовленные из чистых цементов, имеют очень
высокую фильтрацию. При хорошей проницаемости контактной
поверхности и относительно небольшом перепаде давлений несвязанная вода из цементного раствора может полностью отфильтроваться за 1,5—3,0 мин. С повышением температуры и перепада давлений процесс фильтрации ускоряется и увеличивается
процент выделения воды.
Эти явления наблюдаются в скважине при контактировании
цементных растворов с хорошо проницаемыми пластами (песчаниками, трещиноватыми известняками, доломитами и т. п.). При
этом вода отфильтровывается иногда из цементного раствора в
таких количествах, что раствор становится нетекучим (резко
падает водоцементное отношение, сроки загустевания и схватывания сокращаются) и процесс прокачивания приходится прекращать преждевременно из-за возрастания гидравлических давлений.
В результате в колонне остается значительный объем кевыдавленного в затрубное пространство цементного раствора, что
вызывает недоподъем цементного раствора до проектной высоты,
водогазопроявления и нарушение целостности колонны. Кроме"
того, фильтрат цементного раствора, попадая в больших количествах в продуктивный пласт, сильно ухудшает эксплуатационные
свойства пласта.
Из изложенного следует, что большая фильтрация тампонажных цементов нежелательна и вредна. Поэтому при проведении
ответственных операций по цементированию скважин подбирают
рецептуру тампонажного раствора с учетом не только сроков
схватывания й загустевания, но и пониженной фильтрации.
но
'
•
'
Фильтрацию тампонажных растворов можно снизить, уменьшив содержание в цементном растворе свободной жидкой фазы и
удержав свободную воду в дисперсионной системе раствора.
Установлено, что уменьшению фильтрации тампонажных
растворов способствует создание условий для формирования и
укрепления коллоидной структуры в растворе и в адсорбционном
слое цементных частиц, а также диспергирование последних и
развитие их тидратных оболочек. С этой целью в цементные
растворы вводят как водоудерживающие добавки (глину, опоку),
так и высокомолекулярные поверхностно-активные вещества,
способные в водной среде образовывать коллоидные растворы.
Наиболее распространены следующие реагенты, понижающие
фильтрацию: КМЦ, гипан, окзил и др.
§ 2 9 . СПЕЦИАЛЬНЫЕ ДОБАВКИ К ТАМПОНАЖНЫМ
ЦЕМЕНТАМ И РАСТВОРАМ
,
Возрастающие требования к качеству разобщения пластов
вызывают необходимость придать сухому, жидкому и затвердевшему материалу особые свойства, которые в известной степени
способствуют получению более высоких результатов.
Часто в промысловой практике приходится применять добавки, которые благоприятно и целенаправленно влияют на регулирование таких свойств тампонажного раствора, как фильтрация,
вязкость или сроки схватывания (например, ССБ, КССБ, NaCl),
но в процессе приготовления раствора сильно его пенят и затрудняют получать растворы с заданными параметрами. Чтобы свести
к минимуму или полностью исключить вспенивание, к цементному
раствору добавляют специальные реагенты-пеногасители.
В качестве пеногасителей применяют такие реагенты, как
соапсток, черный контакт (ЧК), нейтрализованный черный контакт (НЧК), кальциевый мылонафт и др.
Наибольшее распространение в промысловой практике нашли
пеногасители соапсток и кальциевый мылонафт. Соапсток—отход
переработки растительных масел. Это вязкая паста темно-бурого
цвета, она содержит 41 % жирных 'кислот и 50 % нейтральных
включений. В воде он не растворяется, хорошо растворим в
нефтепродуктах, образует устойчивую эмульсию с водой. Десятипроцентный раствор кислого соапстока в дизельном топливе
является эффективным пеногасителем. Рецепт пеногасителя из
щелочного соапстока: 3 соапсток 15%, известковый раствор (плотность 1120—1170 кг/м ) 15 %, дизельное топливо 70 %.
Кальциевый мылонафт (щелочная соль нафтеновых кислот) —
отход нефтеперерабатывающей промышленности, получающийся
при взаимодействии натриевого мылонафта и извести.
Пеногасящая эмульсия на основе кальциевого мылонафта
состоит из одной части мылонафта, одной части солярового масла
или керосина и четырех частей известкового молока плотностью
1120—1170 кг/м3. В промысловых условиях пеногаситель готовят
следующим образом. В глиномешалку загружают расчетное количество мылонафта и солярового масла и тщательно перемешивают до получения однородной смеси. В полученную смесь
добавляют известковое молоко.
Пеногаситель на основе кальциевого мылонафта эффективен
при вводе его в дозах, составляющих 10 % от количества пенообразующего реагента (например, ССБ).
В связи с активным освоением нефтепромысловых районов
Сибири и Крайнего Севера возникла необходимость применения
специальных гидрофобных цементов, обладающих пониженной
гигроскопичностью. Гидрофобные цементы получают путем введения в процессе измельчения портландцементного клинкера в
небольших количествах гидрофобизирующих поверхностно-активных веществ, относящихся в основном к мылам. Гидрофобизирующие вещества образуют на зернах молотого цемента тончайшую водоотталкивающую пленку, которая предохраняет их от
воздействия атмосферной влаги. Гидрофобные цементы обычно
используют в таких условиях, для которых характерны сезонность массовых перевозок и длительность хранения материалов
при неблагоприятных условиях.
Помимо упомянутых веществ, тампонажные растворы обрабатывают такими специальными добавками, как ингибиторы коррозии, эмульгаторы, наполнители, препятствующие растрескиванию
и понижению прочности камня при нормальных и повышенных
забойных температурах и т. д.
§ 30. МЕТОДИКА ПРИГОТОВЛЕНИЯ РАСТВОРОВ
ЗАДАННОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ
Успешность проведения процесса цементирования во многом
зависит от соответствия рецептур тампонажных систем в лаборатории и на скважине. Практика показывает, что многочисленные
случаи осложнений в процессе цементирования являются следствием несоответствия рецептур тампонажных растворов, приготовленных в промысловых условиях, рецептурам растворов, составленным в лаборатории. Отклонение рецептуры тампонажных
растворов в промысловых условиях происходит по ряду причин;
из-за неоднородности тампонажных смесей, когда в сухой смеси
один из компонентов имеется в большем объеме; ошибок в расчете количества взятого для обработки химического реагента;
использования не тех цементов и химических реагентов, которые
рекомендованы лабораторией.
В тех случаях, когда материалы находятся в полном соответствии с лабораторными рекомендациями, важным фактором для
получения заданной рецептуры раствора является вода затворения с растворенным в ней химическим реагентом. Химический
реагент не должен быть загрязнен примесями, он должен быть
взят в строго расчетном количестве и полностью растворен в
воде.
т
Каждый раствор ,характеризуется концентрацией растворенного в нем вещества. Концентрация раствора определяется количеством вещества, растворенного в определенном количестве
растворителя или содержащегося в определенном количестве
раствора.
Концентрация — величина, выражающая содержание данного?
компонента в смеси или растворе. Чаще всего применяют Следующие способы выражения концентрации.
Долевая концентрация по массе — отношение массы данногокомпонента к массе всей системы; это отношение, умноженное на
100, дает процентную концентрацию по массе. Объемная долевая
концентрация — отношение объема данного компонента к общемуобъему системы.
Для правильного контроля за приготовлением жидкости затворения цементных растворов оператор по цементированию скважины должен уметь оценивать качество рецептуры, заданной массовой или объемной долей растворенного вещества.
Концентрацию жидких систем часто выражают массой вещества, растворенного в 100 г (иногда в 1 л) растворителя, или же
числом молей вещества в 1000 молей растворителя.
Молярность (См) выражается числом молей растворенноговещества, содержащегося в 1 дм 3 (I л) раствора. Молярный раствор содержит 1 моль растворенного вещества, децимолярный —
0,1 моль, сантимолярный — 0,01 моль, миллимолярный —
0,001 моль. Чтобы приготовить одномолярный раствор NaOH r
нужно взвесить 40 г NaOH, внести в мерную литровую колбу,
добавить воды до полного растворения и довести уровень воды до
метки.
Моляльность (Ст) выражается числом молей вещества, растворенного в 1000 г растворителя. Для приготовления однг-моляльного раствора NaOH нужно взять 40 г NaOH и 1 л воды.
Нормальность (Си) характеризуется отношением количества
растворенного вещества к объему раствора и выража тся числом
грамм-эквивалентов вещества в 1 л раствора.
Титр выражается числом граммов вещества в 1 мл раствора.
Нормальной концентрацией пользуются очень широко, так как
вещества, согласно закону эквивалентов, взаимодействуют между
собой в эквивалентных количествах. Эквивалентом вещества (5)'
называется такое его массовое количество, которое в данной реакции взаимодействует без остатка с одним эквивалентом любого
другого вещества.
Эквивалентная масса (М,) — масса 1 эквивалента вещества
(размерность — г/моль). Она определяется по формуле M,-Mjn,
где М — молекулярная масса -вещества, п — основность, кислотность или число переходящих электронов при окислительно-восстановительных реакциях.
3 кислоты = Л1 кислоты /1н,
где Пи — количество ионов водорода, участвующих в реакции обмена.
8-5080
m
Если в растворе содержатся 228 г H 2 SO(, то его молярность определяете*
из соотношения
Пример.
5H,SO, = AfHaSo./2 = 98/2 = 49 г/моль;
^основания — -
игде «он—количество гидроксильных групп, участвующих в реак1ГЩК обмена.
Молярность раствора можно рассчитать по формуле (7.1), если объединить
результаты вычислений по пунктам 1—3:
=2,32 М.
100X98
Пример 2. Вычислить нормальность 20'%-ного раствора сульфата
ЗО<), плотность которого 1,21 г/сма.
Решение.
1^10
20X1,21X10 - , о ,
С,, = — я
=
—
=3,18 г/моль;
76
= 152:2 = 76.
м
Пример.
м
Э&, (ОН), = Мсь. (ОН),/2 = 74/2 = 37 г/моль;
!где п — сумма валентностей металлов, входящих в состав соли и
-обменивающихся в реакции.
Пример.
3p e so. = AfFeSo,/2 = 152/2 = 76 г/моль.
Эквивалент — величина переменная, и поэтому нужно учитывать условия реакции
. ,
2NaOH+H 2 SO 4 =iNa a SO4+2H s O;
5H,SO 4 = АГ/2 = 98/2 = 49 г/моль.
NaOH+H 2 SO 4 = NaHSO, + Н,О;
Эн&о^ = М j 1 = 98 г /моль.
В первом случае реакции эквивалентная масса составила
•49 г/моль, а во втором — 98 г/моль.
!
Очень важно уметь переходить от одного выражения концентрации к другому, например от процентной концентрации к мо.лярной и нормальной.
Ст - .
'•••'
Cm?i0
г* CmplO
f-N = — - — ;
N
т —
• т
""" 1000 '
Пример 3. Какова молярность 1,3 нормального раствора хлорида железа?
Решение.
Подставляем значение л в формулу
Си=-Сг/л~1,2/3=0,4Л1.
В лабораторных условиях промысловой практике часто требуется произвести расчет вещества для получения заданной концентрации раствора. Ниже приведено несколько примеров таких
расчетов.
~~
Пример 1. Приготовить 5 л 6%-ного раствора кальцинированной соды
oCOs), считая на безводную соль.
Решение.
1. Определим массу 5 л раствора (PnaiCO, = ^ ,0в1 г/см9)
т«рУ-1,061-5000=5305 г=5,305 кг.
2. Определим количество соды из соотношения
100 г раствора —6 г соли
5305 г
»
—X
6-5305
* Ы 8 Б
(7.1)
,
г
I-J п\
\'•*)
р
^"
100 '
(7.3)
тде Cm —исходная моляльная концентрация, % ; р —плотность
раствора, г/см3.
Пример L Како!за молярность 20%-ного раствора серной кислоты?
Р е ш е н и е . Молярность серной кислоты 'MH»SO1 = 9 8 ' Г1Л°ТНОСТЬ PH.SO. =*
.= 1,14 г/см3.
1. Рассчитываем массу 1 л данного раствора
m = p V = l , 14X1000=1140 г.
.2. Массу вещества, растворенного в 1 л раствора, находим из соотношения:
100 г раствора — 20 г HjSOi,
1140 г.
»
—X
Х=228 г H*SO4.
3. Вычисляем молярноеть раствора.
В I л одномолярного раствора содержится 1г/моль вещества, т. е. ав г
•HSSO4.
,
( , :
114
желез»
3. Определим количество воды:
5305—318,5=4986,5 г.
При растворении твердых веществ (кристаллогидратов) необходимо учитывать, что содержащаяся кристаллизационная сода (|ЫагСО3'10Н2О) разбавляет
раствор:
Na2CO3- 10Н 2 О= 106+180=286.
Тогда количество соды, необходимое для приготовления 5 л 6%-ного раство»
ра, увеличится до величины X, которая определится из соотношения: 288 0
Na 2 CO r 10H 2 O содержит 106 г Na2CO3, а X — 318,5 г Na2CO3. Тогда Я=286Х
Х318.5 : 106=859,35 г NasCOs.
Количество воды для приготовления раствора соответственно уменьшится:
5305—859,35=4445,65 г.
Часто в промысловой практике в процессе приготовления растворов приходится или разбавлять уже приготовленный раствор,
или смешивать два раствора различной концентрации, чтобы по8
"
115
s
лучить заданную концентрацию
раствора. В этих случаях при
расчетах пользуются правилом
/? "S»
.
смешения, называемым «правиг5
ле
"
лом креста» (рис. 7.1).
Рис. 7.1
Заданная концентрация раствора пишется в месте пересечения
„двух линий, а концентрация исходных растворов (для растворн-теля она равна нулю) — у концов обеих линий слева. Затем на
каждой линии одно стоящее на ней число вычитают из другого и
разности записывают у свободного конца той же линии. Направление вычислений указывают стрелками. Полученные числа располагают у концов соответствующей линии справа. Они указывают,
сколько массовых частей каждого раствора следует взять, чтобы
гполучить раствор заданной концентрации. Так, для получения
'25%-ного раствора из 50%-ного и 10%-ного (разбавление 50%ного) следует взять 15 мае. ч. 50 %-ного раствора, 25 мае. ч. 10 %лого (рис. 7.1,а), д л я получения 25%-ного раствора из 50%-ного
и чистого растворителя следует взять на 25 мае. ч. 50%-ного
раствора 25 мае. ч. растворителя (рис. 7.1,6).
5g
25
/<
»
s
^„e
\
Контрольные вопросы
1. С какой целью проводится обработка тампонажных растворов химическими реагентами?
2. Назовите реагенты-замедлители. В чем заключается сущность процесса
замедления сроков схватывания?
3. Для чего применяют ускорители сроков схватывания?
4. Почему рецептура тампонажного раствора должна подбираться в каждом
'конкретном случае?
5. Назовите реагенты, которые могут быть и замедлителями и ускорителями
сроков схватывания тампонажных растворов?
6. Для чего применяют реагенты-пластификаторы?
7. Что такое массовая и объемная концентрации?
8. Как ведется расчет концентрации раствора, если используют водную соль?
.9, Поясните «правило креста».
Глава 8
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
СКВАЖИН
Ежегодно в Советском Союзе проводят десятки тысяч, опера-ций по цементированию нефтяных и газовых скважин, гидроразрыву пластов, промывке скважин, закачке и перекачке воды и
нефти, вспомогательным работам при освоении и капитальном
ремонте скважин. Этот огромный объем работ проводят с помощью специального оборудования, позволяющего аккумулировать и транспортировать сухие тампонажные материалы к месту
проведения буровых работ, приготавливать раствор заданной кон116
систенции и транспортировать его в затрубное пространство скважины с расчетными технологическими параметрами.
В зависимости or вида работ существует оборудование для
цементирования скважин, гидроразрыва пластов, освоения и капитального ремонта скважин.
В настоящее время для выполнения работ по цементированию
«кважин на отечественных промыслах применяется комплекс оборудования, включающий смесительные машины н цементировочные агрегаты, автоцементовозы и автоцистерны, устьевое оборудование и станции контроля и управления процессом цементирования, а также вспомогательное оборудование.
Специфические особенности работ по цементированию скважин предъявляют определенные требования к цементировочному
оборудованию. Это оборудование предназначается в первую очередь для обслуживания бурящихся скважин. В зависимости от
вида бурения оборудование монтируют на самоходных транспортных средствах, обладающих высокой скоростью и проходимостью,
прицепных тележках, или на отдельных блоках, которые легко
транспортируются по воздуху, по заснеженным и болотистым местам. Поэтому цементировочное оборудование должно обладать
относительно малыми массой и габаритами.
В процессе цементирования скважин режим закачки жидкости
может изменяться от нескольких литров в 1 мин до десятков ку«бических метров, а давление — от десятых долей до нескольких
десятков мегапаскалей. Поэтому перекачивающие средства должны соответствовать требованиям как по производительности,, так
и по мощности. При этом цементировочное оборудование должно
быть надежным в действии, долговечным и удобным в эксплуатации, обеспечивать легкий доступ к наиболее изнашиваемым деталям и обладать достаточно высокой экономичностью.
§ 31.
ЦЕМЕНТИРОВОЧНЫЕ АГРЕГАТЫ
Основное назначение цементировочных агрегатов — проведение
работ по цементированию колонн в нефтяных и газовых скважинах, а также по их освоению и ремонту. В настоящее время для
цементирования скважин
применяются
агрегаты
4ЦА-100,
ЦА-320М, 5ЦА-320, ЗЦА-400А, УНБ2-600 и др. В табл. 8.1 приведена краткая техническая характеристика этих агрегатов.
Цементировочные агрегаты, как правило, выполняются самоходными и монтируются на шасси грузовых автомобилей; однако имеются агрегаты в специальном исполнении (на санях, гусеничном ходу, в блочном исполнении) для использования в различных условиях.
При помощи цементировочного агрегата можно выполнять следующие работы: подачу воды в цементосмеситель или гидравлическую цементомешалку (воронку) для затворения цемента;
закачку цементного раствора в скважину; продавку цементного
раствора за колонну путем закачки в скважину проДавочной жид117
Т а б л и ц а 8.1. Техническая характеристика цементировочных агрегатов
Монтажно-транспортная база
Грузоподъемность автомашины,
Основной двигатель
Насос цементировочный:
4АН-70О"
Специальная
раиа
Шасси
КрАЗ-257
Шасси
КрАЗ-257
12
ЯМЗ-238А
ЯМЗ-238А
12
ЯМЗ-238А
12
ЯМЗ-238А
9Т
11Т
ЭТ
14Т
4Р-700
92
22,8
258
33
92
23
434
31
588
22
8
40
4
32
14,5
50
20,7
70
ЦА-320М
ЗЦА-400А
Шасси
ЗИЛ-157К
Шасси
КрАЗ-25-7
Шасси
КрАЗ-257
4,5
Бензиновый
карбюраторный
ЗИЛ-157К
12
ЯМЗ-23ЯА
ЧГрЦ
48
гидравлическая
мощность.
кВт
максимальная подача, л/с . .
давление при
максимальной
подаче ЛШа
максимальное давление, МПа
подача при максимальном дао-
S
4
32
6,1
10
4,87
90
40
150
2,9
100, 115, 127
45
250
6,5
ПО, 125, 140
45
200
Автономная
силовая установка с двигателем
ЗИЛ-157К
От двигателя
автомобиля
Силовая
установка
2УС-5ООА
диаметр сменных втулок, мм
ход поршня (плунжера), мм
Привод цементировочного на-
УНБ2.600
4ЦА-10»
Показатели
2,9
7,7
100, 115, 127 90, НО, 125, 140
45
250
160
Силовая
установка
" 6УС-240
Силовая
установка
9УС-800
6,3
100, 120
200
Силовая
установка
' 4УС-800
Коробка передач:
4КПм
максимальная мощность при
1800 об/мин, кВт
. . . .
—
•
число ступеней
передаточные числа на ско
рости:
I
II
III
IV
V
VI
. . .
зубчатая передача
—
Роликоподшипники конические
Одноступенчатый с косозубой цилиндрической парой
шестерен
Редуктор с муфтой:
редуктор . . . . . .
Одноступенча- Одноступенчатый навесной с тый с косозубой
косоэубой ци- цилиндрической
линдрической парой шестерен
парой шестерен
4,04
1,523
Зубчатая с
эвольвент ным
зацеплением
ЗК-6
1В
534
'оликоподшипнаки конические
1,81
передаточные числа .
муфта
ЗКПм
8,96
4,87
6,32
3,43
4,46
2,43
1,94
3,17
2,23
1,575
Цилиндрическая*с косым зубом
Цилиндрическая с косым
зубом
опоры валов
544
—
4,66
3,26
2,20
1,59
....
Водяной насос
98КП
368
Зубчатая с эвольвентным
зацеплением
Водоподающий
баок БВ-15
ЦНС 60-198
16,6
Основные параметры водяного
насоса'
подача, л/с
13
13
давление на выкиде, МПа
15
15
1,98
кости; промывку и продавку песчаных пробок в скважине, опрессовку труб, колонны, манифольдов, разбивку растворов и т. д.
Самоходные цементировочные агрегаты монтируют на шасси
грузовых автомобилей. Агрегат имеет следующие узлы: водяной
насос для подачи воды на гидравлическую мешалку и для перекачки жидкости, насос высокого давления для закачки раствора
в колонну обсадных труб, мерные баки, манифольд насоса, разборный металлический трубопровод для подсоединения насоса к
скважине, гидравлическую цементомешалку (воронку), бачок для
цементного раствора, двигатель для привода водяного насоса.
Для привода поршневого насоса в большинстве случаев используют тяговый двигатель и коробку передач автомобиля, на
котором смонтирован агрегат.
Основные параметры цементировочного агрегата — максимальные подача и давление цементировочного насоса. Рассмотрим конструкцию и технологическую характеристику цементировочных
агрегатов различных типоразмеров.
S
8 8
OO
СЧ
СЭ
Цементировочный агрегат ЦА-320М
is. о
(••. о
|*« ОЭ
О
t4С<4
О
Ф
Г*.
£ «
™
55
Оборудование агрегата смонтировано на шасси автомобиля
КрАЗ-257 грузоподъемностью 12 т, оснащенного четырехтактным
двигателем внутреннего сгорания (рис. 8.1). На раме т»*- л автомобиля и на двух дополнительных рамах смонтировано оборудование агрегата: двухпоршневой насос 9Т, трехплунжерный вертикальный водоподающий насос 1В с двигателем ГАЗ-51А мощностью 52 кВт с коробкой передач, мерный бак, защитный кожух
насоса КМ-9Т, выхлопная труба двигателя автомобиля, выведенная вверх и снабженная кожухом для защиты обслуживающего
персонала от ожогов. Кроме того, на платформе агрегата находится сборно-разборный манифольд высокого давления. Поршневой насос 9Т приводится в действие от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, смонтированную на фланце раздаточной коробки автомобиля. Насос 9Т соединен с коробкой
отбора мощности карданным валом.
1
8 8
s
4
Насосы
В нефтяной, газовой и нефтехимической отраслях промышленности все процессы, связанные с перекачиванием различных
жидкостей, осуществляются насосами.
Насосами называются
гидравлические машины, предназначенные для преобразования
механической энергии двигателя в энергию перекачиваемой (всасываемой, нагнетаемой) жидкости.
Современные насосы — необходимая часть оборудования почти
каждого производства, особенно в нефтяной промышленности.
Многие современные насосы представляют собой совершенные и
мощные машины, способные перекачивать жидкость сотнями и
даже тысячами кубических метров в 1 ч при высоких напорах.
I
• t
120
JL
121
Рис. 8.1. Цементировочный агрегат ЦА-320М
По принципу действия различают три основные класса насосов:
лопастные или лопаточные (насосы обтекания), вихревые (насосы увлечения) и объемные (насосы вытеснения).
В лопастных (лопаточных) насосах преобразование энергии
двигателя происходит в процессе обтекания лопастей (лопаток)
колеса и их силового воздействия на поток. Лопастные насосы
разделяются на центробежные (радиальные), диагональные и
осевые (пропеллерные). Лопастные насосы обладают малой способностью самовсасывания, поэтому при их пуске всасывающую
трубу и колесо заливают жидкостью. Лопастные насосы отличаются компактностью и легкостью. Коэффициент полезного действия (к. п. д. — отношение полезной мощности к потребляемой) лопастных насосов достигает 0,9—0,92 и в области умеренных напоров не уступает к. п. д. поршневых насосов. Лопастные насосы
находят широкое применение при подаче нефти и нефтепродуктов
по трубопроводам, для закачки воды в нефтяной пласт при нефтедобыче, для подачи высокоагрессивных и токсичных жидкостей
в нефтехимии. В последнее время лопастные (центробежные) на~
сосы стали устанавливать на цементировочных агрегатах и использовать их при приготовлении цементных растворов в процессе цементирования скважин.
У вихревых насосов преобразование энергии двигателя происходит в процессе интенсивного образования и разрушения вихрей при увлечении быстро движущимися частицами жидкости в
122
ячейках колеса медленно движущихся частиц жидкости в боковых
или охватывающих верхнюю часть колеса каналах (вихревой эффект). Механизм действия вихревых насосов довольно сложен.
Вихревые насосы получили наибольшее распространение в стационарных и передвижных установках мощностью не более нескольких десятков киловатт для перекачки маловязких жидкостей,
не содержащих абразивных примесей. Напор вихревых насосов
в 2—5 раз больше напора центробежных насосов при тех же диаметрах колеса и частотах вращения, но они отличаются низким
к. п. д. (0,25—0,5).
Объемные насосы характеризуются тем, что рабочие органы
их периодически образуют замкнутые объемы жидкости и вытесняют эти отобранные порции жидкости в нагнетательный трубопровод. Особенности объемных насосов в отличие от лопастных
и вихревых — постоянное, почти герметичное, разделение всасывающей и нагнетательной камер, а также способность к самовсасыванию. Подача объемного насоса определяется геометрическими размерами его рабочих органов и числом циклов в единицу
времени, но не зависит от развиваемого насосом напора. Подача
объемных насосов от 0,8 до 800 м3 и более, а величина напора
лимитируется лишь прочностью деталей насоса и мощностью двигателя. Объемные насосы принимают и подают жидкость отдельными порциями, поэтому для них характерна неравномерная
(пульсирующая) подача жидкости.
Из объемных насосов наиболее просты и надежны поршневые,
которые нашли широкое применение в бурении нефтяных и газовых скважин.
Поршневые насосы можно классифицировать следующим образом.
1. По роду органа, вытесняющего жидкость: поршневые, плунжерные, диафрагмовые.
2. По способу действия: одинарного, двойного действия и дифференциальные.
3. По расположению цилиндра: горизонтальные, вертикальные.
4. По числу цилиндров: одно-, двух-, трех- и многоцилиндровые.
Кроме того, насосы подразделяются по быстроходности рабочего органа и способу приведения его в действие, по роду перекачиваемой жидкости и развиваемому давлению.
Устройство поршневых насосов и принцип их действия
Поршневой насос состоит из двух основных частей: гидравлической, перекачивающей жидкость, и приводной, служащей для
передачи гидравлической части энергии, получаемой насосом от
двигателя.
На рис. 8.2 приведена принципиальная схема горизонтального
поршневого насоса одинарного действия. Гидравлическая часть
123
Рис. 8.2. Принципиальная схема работы горизонтального поршневого насоса
одинарного действия:
а — горизонтальный поршневой насос одинарного действия; б — вертикальный плунжерный
насос одинарного действия; в, г—горизонтальный поршневоЯ насос двойного действия
насоса состоит из клапанной коробки, цилиндра, поршня и штока.
В цилиндре 7 помещен поршень 6, соединенный штоком 8 с приводной частью насоса. К цилиндру присоединена клапанная коробка 3, в которой находятся приемный 2 и напорный 4 клапаны.
Пространство, заключенное между поршнем и клапанами, называется «рабочей камерой насоса».
Снизу к приемному клапану 2 присоединена всасывающая труба /, соединяющая насос с резервуаром 12, из которого откачивается жидкость. Всасывающая труба оборудована сеткой 11,
предохраняющей насос от попадания в него посторонних предметов.
Вращательное движение кривошипа 10 преобразуется в возвратно-поступательное движение поршня 6 через крейцкопф 9.
При повороте кривошипа по стрелке ш от 0 до 180° поршень перемещается в сторону увеличения объема цилиндра (на рис. 8.2,а
поршень движется вправо) и образует разреженное пространство
в рабочей камере насоса. Под влиянием атмосферного давления
жидкость по всасывающей трубе / из резервуара 12 поднимается в цилиндр насоса, открыв приемный клапан 2.
При этом напорный клапан 4 под собственным весом столба
жидкости, находящейся в нагнетательном трубопроводе, закроется. Этот процесс называется всасыванием.
124
По достижении поршнем правого крайнего положения всасывание жидкости прекратится и всасывающий клапан закроется.
При обратном ходе поршня из правого крайнего положения
влево, что соответствует повороту кривошипа от 180° до 360°, поршень начинает давить на находящуюся в рабочей камере жидкость и вытесняет ее через напорный клапан 4 в нагнетательную
линию 5. Этот процесс называется нагнетанием.
За один оборот коренного вала поршень делает один двойной
ход — всасывание и нагнетание.
Во время работы поршень, соединенный штоком с приводной
частью, перемещается внутри цилиндра на длину s, называемуюдлиной хода. Крайнее левое и крайнее правое положения поршня
называются левым и правым мертвыми положениями. Перемещаясь внутри цилиндра, поршень своей рабочей поверхностью
плотно прилегает к его стенкам, препятствуя утечке жидкости между поршнем и цилиндром.
Рассмотренная принципиальная схема работы одинарногопоршневого насоса аналогична схеме работы плунжерного насоса одинарного действия (рис. 8.2,6). По такому принципу работает
и водяной насос 1В.
На рис. 8.2,8 представлена принципиальная схема работы
поршневого насоса двойного действия. При движении поршня 6
слева направо в левой полости камеры будет происходить всасывание жидкости через приемный клапан 2. Одновременно жидкость, заполняющая правую полость камеры, будет вытеснятьсяпоршнем через клапан 4' в нагнетательную линию 5. При этом,
клапаны 4 к 2' закрыты.
При перемене направления движения поршня (рис. 8.2,г) в
правой камере будет происходить всасывание через приемный
клапан 2', а в левой камере —нагнетание через напорный клапан 4. При этом клапаны 2 и 4' закрыты.
В этом насосе две рабочие камеры, причем работают обе стороны поршня, т. е. всасывание и нагнетание жидкости происходитпри каждом ходе поршня. Следовательно, подача этого насоса
больше подачи насоса одинарного действия.
По этому принципу работает цементировочный насос КМ-9ТПодача поршневых насосов
Зная диаметр цилиндра D, длину хода поршня s и число егоходов л, можно определить теоретическую подачу насоса.
При ходе поршня на всасывание (насоса одинарного действия, см. рис. 8.2,а) в цилиндре заполняется жидкостью следующий объем (в м 3 ):
V = ^
s
= Fs,
(8.1).
1Ш F—площадь поперечного сечения поршня, м2
125-
Этот же объем жидкости выталкивается в напорный трубопровод при обратном ходе поршня.
Таким образом, теоретическая подача насоса одинарного действия за один двойной ход равна произведению площади поршня
на длину хода Fs.
Умвожив полученную величину на число двойных ходов в
3
1 мин, получим подачу насоса в 1 мин (в м Мин)
QT=Fsn.
•
(8.2)
3
Подача в 1 с составит (в м /с)
Fsn
60
(8.3)
Подача в 1 ч (в м3/ч)
QT=Fsn60.
(8.4)
Если насос состоит из двух, трех цилиндров и более, то подала соответственно увеличится в 2, 3 раза и более.
У насосов двойного действия обе стороны поршня рабочие.
•Объем жидкости, вытесненной из левой полости цилиндра в нагнетательную трубу при ходе поршня влево, будет равен Fs, a
И|ри ходе вправо— (F—f)s, т. е. меньше на величину объема штока.. Тогда за один двойной хчд поршня подача насоса двойного
действия составит
QT=Fs+iF—f)s—(2F—f)s.
(8.5)
Секундная теоретическая подача при п двойных ходов поршия
» 1 мин составит
QT=-
60
(8.6)
Приведенные формулы (8.3) и (8.6) определяют теоретическое
•количество жидкости, которое могло быть подано насосом. В действительности же фактический объем жидкости, подаваемой на(Сосом, меньше теоретического. Это происходит по следующим причинам.
1. В насосе всегда происходят утечки жидкости между поршнем и цилиндром и перетока вследствие запаздывания закрытия
всасывающего и нагнетательного клапанов, негерметичных уплоттяений в поршнях, сальниках, всасывающем и нагнетательном коллекторах и т. д.
2. Б рабочую камеру насоса может попасть воздух как с жидкостью (жидкость может быть насыщена воздухом, газом), так и
•через случайные неплотности в приемном коллекторе. Присутствие воздуха в рабочей камере препятствует полному заполнению
*е жидкостью в момент всасывания и тем самым уменьшает действительную подачу насоса. *
Как указывалось выше, перечисленные объемные потери учитываются коэффициентом подачи насоса а. Фактической, или
J26
действительной, подачей называется объем жидкости, измеренный?
в единицу времени на нагнетательной линии насоса.
В зависимости от качества уплотнений насоса, от вида перекачиваемой жидкости и размеров насоса коэффициент подачи для?
цементировочных насосов изменяется обычно в пределах 0,8—0,95.
Таким образом, фактическая подача для насосов одинарногои двойного действия соответственно запишется в следующем виде:
для насоса одинарного действия
п
-
Fsn
-a,
для насоса двойного действия
О _ (2F—f)sn
У ф
~
60
(8.7>
(8.8).
Поршневой насос КМ-9Т
Поршневой насос КМ-9Т — горизонтальный, двухцилиндровый,
двойного действия — предназначен для подачи цементного раствора и промывочной жидкости в окважину, для продавочных,
опрессовочных, промывочных и других работ. Насос состоит и *
двух основных частей — гидравлической и прив'одной.
Гидравлическая часть насоса состоит из клапанной коробки,,
цилиндровых втулок, приемного и напорного клапанов и воздушного колпака (рис. 8.3). Прием и подача жидкости осуществляв
ются самоуплотняющимся поршнем через приемный коллектор.
Клапанную коробку отливают из двух одинаковых стальных"
блоков, а затем оба блока сваривают вместе. В нее устанавливают втулки, которые зажимают цилиндровыми крышками 26 через=
коронки 2.
При помощи сменных втулок и поршней можно изменять давление и подачу насоса. Для повышения износостойкости втулок их:
внутреннюю поверхность закаливают токами высокой частоты.
Цилиндровые втулки в клапанной коробке уплотняют резиновыми кольцами 7.
Поршни насоса самоуплотняющиеся. Они состоят из стальных:
фигурных сердечников, гуммированных специальной резиной 9.
Поршень крепят на штсже 12 корончатой гайкой 6, которую дополнительно шплинтуют от самопроизвольного отвинчивания. Посадка поршня на шток цилиндрическая. Уплотнение поршня соштоком обеспечивается резиновой манжетой самого поршня и дополнительной самоуплотняющейся манжетой 8.
В месте соединения гидравлической и приводной частей шток*
поршня уплотнен сальником. Сальник состоит из корпуса 16, на• жимной втулки 17, фланца 18. Надежное уплотнение достигается
резиновыми манжетами /5, которые самоуплотняются под действием гидравлического давления. Чрезмерная их затяжка недопустима, так как при этом они будут работать как обычная набивка.
12Г
состоит из корпуса 6, поршня со штоком 2, амортизатора 5 и предохранительного гвоздя 3.
Диаметр предохранительного гвоздя подбирают в зависимости
от диаметра цилиндровых втулок.
Диаметр, мм:
цилиндровых в
•19
.Рис. 8.3. Гидравлическая часть насоса КМ-9Т:
лпнлам т у л к а , ю — нажимная фланец; tv — шпильки: &1 —клапанная крышка; 22— про
кладка под тройник; 25 — пружина; 24 — клапан; 25 — седло клапана; 26 — крышка ци
лнндоа
Насос имеет восемь тарельчатых клапанов: четыре всасывающих и четыре нагнетательных, одинаковых по размерам и конструкции. Клапан 24 ходит в седле 25, запрессованном в клапанной коробке.
Уплотнение клапана с гнездам достигается резиновой манжетой. Возвратное движение клапана обеспечивается пружиной 23,
которая прижимается клапанной крышкой 21. Крышка крепится
ж клапанной коробке шестью шпильками и герметизируется самоуплотняющейся манжетой 20.
Приемные камеры клапанных коробок подсоединены к сварному приемному тройнику, соединенному с приемным трубопроводом. Он одновременно служит опорой гидравлической части насоса. Напорная часть клапанной коробки соединена с тройником,
^который отлит за одно целое с воздушным колпаком. Воздушный
колпак служит для смягчения пульсации давления. Он имеет два
штуцера, к которым подсоединены напорная линия диаметром
-"50 мм и линия сброса давления с краном диаметром 25,4 мм.
Между последним краном и колпаком на промежуточном
-тройнике установлен предохранительный клапан гвоздевого типа
?(рйс 8.4) для ограничения давления, создаваемого насосом. Он
328
100
115
127
предохранительного гвоздя
65
56
50
Давление, МПа . \
32
23
18 5
На воздушном коллаже установлен манометр. Для предотвращения попадания раствора в манометр и сглаживания пульсации
стрелки предусмотрен разделитель поршневого типа, камера которого заполняется маслам.
Клапанная коробка крепится шпильками к станине, в которой
смонтирована приводная часть насоса. В клапанной коробке
предусмотрена пробка 4 для слива жидкости из полости коробки
в зимний период.
Приводная
часть
насоса
(рис. 8.5) состоит из червячного
вала, глобоидного колеса, коренного вала, опорных подшипников и
корпуса крейцкопфа с вкладышами.
Она смонтирована в чугунной станине 18, В нижней части картера
станины, служащей масляной ванной насоса, установлен червячный
вал 3, опоры которого — два роликоподшипника 4. От осевых смещений червяк зафиксирован двумя
опорными шарикоподшипниками 5.
Червячный вал вместе с подшипниками монтируется в стаканах 2 и 7,
которые крепятся к станине шпильками. На задний конец вала червяка насажен фланец 1, к которому
присоединена трансмиссия для привода насоса. Хвостовик передней
части червячного вала используют
для соединения с коловратным насосом 6 для подачи масла на параллели,
крейцкопфы,
пальцы
крейцкопфов и подшипники коренного вала. Это масло предварительно пропускают через фильтр
для очистки от механических примесей.
Коренной вал 14 вращается
на сферических роликоподшипниках 16, расположенных в гнездах корпуса и крышки станины 18
9—5080
Предохранительный
/ — кожух; 2 — шток;
Э — предохранительный гвоздь; 4 — пробка;
5— амортизатор? (Г—корпус; 7 —
кольцо; 8 — уплотнение
129
в местах их разъема. Крышку станины 12 в местах установки
подшипников коренного вала крепят к корпусу станины четырьмя шпильками, а по периметру фланец крышки—к фланцу станины болтами.
О"
НИК/рО
'ВНвЗТС!
-Beta GIOJ.3Eh
Рис. 8.5. Приводная часть насоса КМ-9Т
130
8
1Л
о"
g
Ю
_ 2
L
1
Для восприятия осевых нагрузок на концах коренного вала
установлены упорные шарикоподшипники 15. Коренной вал насоса литой, .полый. Его средняя часть переходит в ступицу, на которую напрессован и закреплен на ней болтами 13 бронзовый венец 19. Эксцентрики отливают вместе с коренным валом. Они
.расположены под углом 90°. На них надеты шатуны 17 с запрессованными роликоподшипниками 21. Для облегчения монтажа
шатунов на шейках эксцентриков яа коренном валу имеются промежуточные разъемные вкладыши 20, которые крепят болтами
к валу. Они своими буртами зажимают внутреннее кольцо мотылево-го подшипника; наружное кольцо • этого подшипника закреплено двумя планками. Подшипники мотылевых головок шатунов
смазывают, разбрызгивая масло яз картера станины.
Вращательное движение вала поорещствоод шатуна и крейцкопфа преобразуется в прямолинейное и передается штоку и поршню
насоса. Корпус крейцкопфа 10 стальной с чугунными накладками
//. В нем пальцем 22 закреплен шатун. Палец устанавливают с
конусной посадкой, закрепляют сквозным болтом 23 с шайбой и
дополнительно фиксируют шпонкой от проворачивания. Палец
крейцкопфа находится в игольчатом роликоподшипнике 8 малой
головки шатуна; поверхность пальца закаливают токами высокой
частоты.
Шток соединен с корпусом крейцкопфа на резьбе. Для предотвращения самоотвинчивания шток закреплен контргайкой и замковой шайбой крейцкопфа.
- Для предупреждения попадания цементного раствора и промывочной жидкости в приводную часть насоса камера крейцкопфа в
месте прохода штока имеет дополвительный сальник 9. Крейцкопфная камера имеет наружное окно, заирываемое крышкой.
Люк в крышке станины служит для наблюдения за механизмами
приводной части цементировочного насоса.
Основные данные насоса КМ-9Т приведены в табл. 8.2.
Водяной насос 1В
Для подачи жидкости в цементомешалку или цементосмеситель имеется вертикальный плунжерный трехцилиндровый водяной насос 1В (рис. 8.6). Насос состоит из двух основных частей:
гидравлической и приводной.
Гидравлическая часть насоса включает клапанную коробку /,
приемный и напорный клапаны 13, плунжер 3, накладки 15 и направляющие 16 клапанной коробки. Клапанная коробка представляет собой фасонную чугунную отливку с приемными и напорными полостями, в которой размещены три пары одинаковых клапанов тарельчатого типа. Клапаны ходят в седле 22, впрессованном в корпусе клапанной коробки. Обратное движение клапанов
обеспечивается пружиной 21, установленной между нажимной
крышкой клапана и крышкой клапана 20.
132
По натравляющей клапанной коробки перемещаются полые
плунжеры. Направляющие съемные, их крепят болтами к корпусу станины; при износе их легко заменить.
Герметичность плунжера обеспечивается сальниковым уплотнением, состоящим из резиновой манжеты, сальникового кольца
14, нажимной втулки 19 и нажимного фланца 18.
Приводная часть смонтирована в станине насоса 2. Она состоит из трансмиссионного вала 27, коленчатого вала //, зубчатого
колеса 7, трех шатунов 5 и крейцкопфов. Станину отливают из чугуна, устанавливают на клапанную коробку и крепят к ней
шпильками.
Вал 27 монтируют в баковых кронштейнах станины на сферических подшипниках 25 и фиксируют со стороны шестерни дистанционной втулкой 26. На одном конце вала на шпонке посажены
и закреплены цилиндрическая шестерня 24 и цепная полумуфта
23. От двигателя ГАЗ-51 через цепную муфту вращение передает^
ся трансмиссионному валу, а от него посредством цилиндрической
зубчатой пары 24 и 7 коленчатому валу // насоса.
На коленчатом валу посажены три шатуна. Крайние шатуны
монтируют на кривошипах 12, напрессованных иа концы коленчатого вала, а средний — на колене вала. Колена вала и кривошипы расположены под углом 120°, причем один из кривошипов
представляет собой отдельную деталь, а второй отли,т за одно целое с зубчатым колесом.
Мотылевая головка среднего шатуна разъемная. Ее монтируют
на роликоподшипнике 10, который установлен на промежуточном
разъемном вкладыше 9. Мотылевые головки крайних шатунов установлены на роликоподшипники 6 и перекрыты крышками.
Коленчатый вал лежит на сферических роликоподшипниках 8.
В крешшшфные головки шатунов запрессованы биметаллические
(сталь и бронза) втулки 17, которые служат подшипниками.
Крейцкопфпые головки соединены с плунжерами цилиндрическими пальцами 4. От проворачивания пальцы закреплены стопорными болтами.
На каждом узле, где необходима консистентная смазка, установлены масленки. Зубчатую передачу и цепную муфту смазывают вручную.
Все наружные движущиеся детали приводной части закрыты
кожухом.
Гидравлическая цементомешалка представляет собой стальную
конусную воронку /, имеющую в нижней части вакуумно-гидравл'ическое смесительное устройство (рис. 8.7).
В воронку засыпают цемент, который из нее поступает в смесительное устройство. Нижняя часть воронки заканчивается цилиндрическим патрубком с резьбой для присоединения к смеси-,
тельному устройству.
Это устройство представляет собой чугунный или стальной
горшок 2, в верхней части которого имеется резьба для присоединения к воронке. В диаметральной плоскости с противоположных
134
Рис.
8.7. Гидравлическая
цементоме-
Рис. 8.8. Донный клгпан:
/ — шток: 2 — верхнее направлеЕше; 3 —
пружина;
4 — клапан;
5 — уплотнение:
6 — шток сливной пробки
сторон горшок имеет приливы с цилиндрической резьбой (10 ниток на 25,4 см). В один из отводов вйинчен штуцер 4 с соплом 5,
а в другой — напорная труба 3 диаметром 101 мм.
Штуцер представляет собой патрубок диаметром 51 мм, имеющий на одном конце резьбу, соответствующую резьбе в отводе
горшка, и сопло диаметром 9—12 мм, на другом — гнездо конуса
уплотнения для соединения с резиновым водоподвояящим шлангом. Д л я предохранения от попадания крупных кусков цемента,
бумаги и т. д. воронку закрывают сверху железной сеткой.
Принцип работы гидравлической цементомешалки заключается в следующем.
Водяной насос подает воду под давлением 0,6—0,8 МПа в гидравлическую цементомешалку. Поступая в горшок через сопло
сильной струей, вода создает в нем вакуум, вследствие чего из воронки засасывается цемент и интенсивно смешивается в турбулентном потоке воды в напорной трубе, из которой поступает уже
готовый цементный раствор. Напорная труба горшка цементомешалки несколько приподнята для того, чтобы она всегда была заполнена цементным раствором, который препятствует поступлению воздуха в горшок. Поступление воздуха уменьшает вакуум
и замедляет всасывание цемента.
Дополнительное оборудование агрегата. Замерный бак
вме3
стимостью 6,4 м установлен на раме агрегата и прикреплен к ней
болтами (см. рис. 8.1). Он разделен продольной перегородкой на
две равные части, в каждой из которых установлены замерные
рейки с ценой деления 0J1 м 3 . Обе полов'ины бака сообщаются
между собой через дойные клапанные отверстия и дополнительную камеру, установленную под днищем бака. Устройство донно135
го клапана позволяет машинисту легко регулировать его работу (рис. 8.8). В дополнительной камере имеется сливное отверстие для освобождения емкости от излишков или остатков
раствора.
Приемная линия насоса диаметром 1100 мм проходит под замерным баком. Замерный бак заполняют водой или промывочной
жидкостью через приемную трубу 19 диаметром 50 мм с ответвлениями в обе половины бака (рис. 8.9). На каждом ответвлении
имеется проходной кран 18 диаметром 50 мм.
На входной линии цементировочного насоса установлен трехходовой кран 15 диаметром 100 мм, позволяющий принимать
жидкость как из замерного бака 17, таж и из приемного бачка 25,
установленного на земле.
Из приемного бачка жидкость можно отбирать с правой и левой стороны с помощью гофрированного шланга, присоединенного
к приемному трубопроводу 21 быстросвинчивающимся соединением.
Напорная линия 14 поршневого насоса 9Т проходит под настилом и замерным баком и заканчивается уплотнительным конусом
с гайкой. На этой линии непосредственно у тройника насоса установлен кран 13 диаметром 50 мм. Для снижения давления в нагнетательной линии часть жидкости по линии сброса 23 через
кран 22 и жесткую трубу сливают в замерный бак.
IB
1112
И
ft
«
IB
17
Ч
18
IS
23 22 Z1 20
Рнс. 8.9. Кинематическая схема агрегата ЦА-32ОМ:
J — привод цементировочного насоса; 2 — коробка передач двигателя; 3 — раздаточная
коробка; 4 — шестерня передачи раздаточной коробки; 5 — рычаг включения коробки от»
бора мощности; б — коробка отбора мощности; 7 — водяной насос; 8 —карданный вал;
9—цепная муфта; 10— привод водяного насоса; //-~- коробка передач привода водяного
насоса: 12 — цементировочный насос; IS. 22 — краны высокого давления: И — напорная лняяя насоса; /5 — трехходовой кран; /£ —донные клапаны; /7 —замерный бак; 18, 20 —
проходные краны; 19 — наличная труба; 11 — приемная линия цементировочного насоса;
2$— линия сброса; 24 —приемная линия водяного насоса; 25 — бачок для цементного раст«
вора; SS — гидроснесятель; 27 —обводная линия
136
Для присоединения нагнетательной линии агрегата к устью
скважины служит гибкий металлический трубопровод. В транспортном положении трубы, составляющие этот трубопровод, закреплены в кронштейнах, а их шарниры — на площадке машины.
Насос tlB соединен с нижней камерой замерного бака приемной линией 24 диаметром '100 мм, на которой установлен проходкой вран 20.
Напорная линия насоса si В расположена под настилом. Она
заканчивается гнездом уплотнения, к которому на месте проведения работ присоединяют резиновый шланг для подачи жидкости
• в цементомешадку (•гцдросмеситель) 26. Количество жидкости,
подаваемое насосом 1В в цементамешалку, регулируют изменением числа ходов насоса, а также вентилем диаметром 25,4 мм на
обводной линии 27. Для контроля давления на нагнетательной линии установлен манометр.
На трубопроводах агрегата расположены краны пробкового
типа. Рассмотрим кран диаметром 25,4 мм (рис. 8.10). Он состоит из корпуса 1, пробки 4, зубчатого сектора 5 и разрезной гайки 3. Корпус юрана изготовляют из легированной стали 55Л11.
Его внутреннюю конусную часть обрабатывают с высокой точностью.
Пробку крана изготовляют из стал» марки 20. Конус пробки
тщательно притирают, цементируют на глубину 2 мм и дополнительно закаливают. Герметичность крана достигается сальниковым резиновым уплотнением 2, которое зажимается гайкой 3.
Кран имеет верньер для плавности открытия и закрытия, что
очень важно при снижении высоких давлений в напорной линии.
Напорный трубопровод (рис. 8.11) состоит из труб высокого
давления и шарнирных соединений (колен).
Трубы высокого давления изготовляют из стали марки 36Г2С.
На обоих концах трубы / имеется конусная резьба диметром
25,4 мм, на которую с одной стороны навинчен конус уплотнения
5 с накидной гайкой 4, а с другой — гнездо конуса 2. Конус уплотнения на своей поверхности имеет кольцевую выточку под уплотнительное резиновое кольцо 3.
Шарнирное соединение состоит из двух колен, патрубка и
втулки. Колено 7 изготовляют с муфтой, а колено И—с обоймами. Муфта имеет резьбу диаметром 25,4 мм для патрубка 6. На
другой конец патрубка навинчивается конус уплотнения с накидной гайкой.
Втулка 12 на одном конце имеет резьбу диаметром 25,4 мм
для гнезда конуса. Другой конец втулки утолщен и на наружной
поверхности имеет две кольцевые выточки, служащие беговыми
дорожками для шариков 5.
Обоймы колена // на внутренней поверхности имеют кольцевые выточки. Вставленные в обоймы с одной стороны втулка, а
с другой колено с муфтой стопорят шариками, которые являются
поворотными опорами колен. Шарики укладывают в беговые дорожки через специальные отверстия в корпусе обоймы. После ук137
Рис. 8,10. Кран пробковый диаиетром 25,4 мм:
6 J — корпус;
2 — сальник;
3 — разрезная
4 — пробка; 5 —зубчатый сектор;
гайКа;
6, S — шайбы; 7 — уплотнительвое кольцо;
9 — установочный болт
Рис.
8.11,
5
ладки шариков
отверстия
закрывают
6
Напорный
трубопровод
7
цробкой 9 и закрепляют
^ ^ т о б ы с ю д а т ь герметичность в колене и втулке шарнирного
соединения ^ г н е з д о обоймы вставляют самоуплотняющийся рези„ о в ы Г с ™ к Ю. Беговые дорожки цементируют на глубину 11;В
ЖЖ^™"
ЦА-320М тем, что в
нЧравн0ме,рности подач, жидкости
138
ние их в промысловой практике при затворении тампонажных
растворов ограничено. Это связано с тем, что для приготовления
высокостабильных цементных растворов с заданной плотностью
(особенно с повышенной плотностью >1900 кг/м 3 ) на насадке
гидросмесителя требуется повышенное давление затворяющей
жидкости (порядка 2,5—3,5 МПа), а указанные насосы такого
давления не развивают.
Центробежный насос типа ЦНС38-176 —горизонтальный, секцчонный с количеством секций от 2 до ilO (рис. 8.12). В качестве водоподаюшего насоса применен многоступенчатый центробежный секционный насос. Насос состоит из корпуса и ротора.
К корпусу насоса относятся всасывающая 19 и нагнетательная
10 крышки, корпуса 11 направляющих аппаратов 12 и кронштейны / и 21. Корпуса направляющих аппаратов и крышки стягиваются стяжными шпильками 16.
Стьжи корпусов направляющих аппаратов уплотняются резиновым шнуром 17 диаметром 6 мм средней твердости. Исполнение
шнуров зависит от назначения насоса.
Ротор насоса состоит из вала 3, на котором установлены рабочие колеса 15, дистанционная втулка 9 и диск гидравлической
пяты 6. Все эти детали стягиваются на валу гайкой вала 4.
Места выхода вала из корпуса уплотняются сальником 5, пропитанным антифрикционным составом. Сечение сальника—жвадрат со стороной 10 мм. Кольца набивки на валу устанавливаются
с относительным смещением разрезов на 1120" и 'поджимаются
втулками сальника 20 с помощью гаек на шпильках.
Опорами ротора служат два радиальных сферических подшипника 24, которые установлены в кронштейнах 1 и 21. по скользящей посадке, позволяющей перемешаться ротору в осевом направлении на величину «хода» ротара.
Места выхода вала из корпусов подшипников уплотняются
манжетами. Подшипниковые камеры закрыты крышками и закреплены болтами с гайками.
Для предупреждения попадания воды в подшипниковые камеры установлены кольца 2 и 22. Корпус 11 направляющего аппарата 12, рабочее колесо 15, уплотняющие кольца 13 и 14 в своей
совокупности образуют секцию насоса.
Работа насосов основана на взаимодействии лопаток вращающегося рабочего колеса и перекачиваемой жидкости. Вращаясь,
рабочее колесо сообщает круговое движение жидкости, находящейся между лопатками. Вследствие возникшей центробежной
силы жидкость от центра колеса перемещается к внешнему выходу, а освобождающееся пространство вновь заполняется- жидкостью, поступающей из всасывающей трубы под действием атмосферного или избыточного давления.
Выйдя из рабочего колеса, жидкость поступает в каналы направляющего аппарата и затем во второе рабочее колесо с давлением, созданным в первой секции; оттуда жидкость поступает
в третье рабочее колесо с увеличенным давлением, созданным вто"
..
13Э
рой секцией, и т. д. Выйдя из последнего рабочего колеса, жидкость через направляющий аппарат проходит в крышку нагнетания, откуда поступает в нагнетательный трубопровод.
Корпус насоса состоит из отдельных секций, поэтому можно,
не изменяя подачи, менять напор установкой нужного числа рабочих колес и направляющих аппаратов с корпусами. При этом
меняется только длина вала, стяжных шпилек и трубки 23 системы обводнения.
Во время работы насоса вследствие давления жидкости на неравные по площади баковые ловерхности рабочих колес возникает осевая нагрузка, которая стремится сместить ротор насоса в
сторону всасывания.
Для уравновешивания указанной нагрузки в насосе применяется гидравлическая пята, состоящая из диска 6 гидравлической
пяты, кольца 7 гидравлической пяты, втулки разгрузки 8 и дистанционной втулки 9.
Во время работы насоса жидкость проходит через кольцевой
зазор, образованный вулками разгрузки 8 и дистанционной 9, и
давит на диск гидравлической пяты 6 с силой, которая по величине .равна сумме сил, действующих на рабочее колесо, но направленных в сторону нагнетания. Таким образом, ротор насоса оказывается уравновешенным.
Равенство сил устанавливается автоматически благодаря возможности осевого перемещения ротора насоса.
В насосах типа ЦНС часть жидкости, вышедшей из разгрузочной камеры 5, проходит между гайкой вала 4 и сальниковой набивкой 5, в результате чего достигаются жидкостная смазка трущихся поверхностей и. их охлаждение. Другая (основная) часть
жидкости по трубкам системы обводнения поступает в полость
гидрозатвора В, образованную поверхностью вала 3 и расточной
крышки всасывания 19, и отводится из нее наружу через сливную трубку 18. Давление в полости гидрозатвора несколько превышает атмосферное, что предупреждает всасывание воздуха
в насос.
При работе насоса с давлением на входе до 0,3 МПа вытекаю-щую из сливной трубки жидкость можно направить во всасывающий трубопровод.
Цементировочный агрегат 4ЦА-100
i
Оборудование цементировочного агрегата смонтировано на
шасси трехосного грузового автомобиля. В комплект оборудования входят: горизонтальный двухпоршневой цементировочный насос ШГрЦ,
автономная
силовая установка с двигателем
ЗИЛ-157К, водолодающий насос ЗК-6 с приводом от 3тягового
двигателя автомобиля, мерная емкость вместимостью 3 м , смеситель и манифольд. Привод цементировочного насоса осуществляется от автономной силовой установки, включающей пятиеашростную коробку передач и фрикционную муфту.
141
Цементировочный агрегат ЗЦА-400А
Цементировочный агрегат ЗЦА-400А (рис. 8.13) смонтирован
на шасси / грузового автомобиля КрАЗ-257 грузоподъемностью
112 т. Он состоит из следующих основных узлов: силовой установки 2УС-500А 2, промежуточного вала 9, коробки передач 4КПм 8,
редуктора 7, насоса КМ-'ЫТ 3, манифольда 4, замерного бака 5,
поста управления 6.
Силовая установка, коробка передач, редуктор и насос смонтированы на вспомогательной раме, которая стремянками крепится к раме автомобиля.
Подача агрегата и развиваемое им давление приведены в
табл. 8.3.
Таблица 8.3 Подача и давление, развиваемое агрегатом ЗЦА-400А
Включен-
I
II
III
IV
Частота
вращения
Давление, МПа, при
диаметре втулкн, мм
вала
насоса,
об/вшн
ПО
125
43,2
62,0
91,8
127,0
40,0
27,5
18,5
13,5
30
21
14
10
8
Подач а. л / с ( м /мин). при диа метре втулкн.
мм
140
23 ,5
16 ,2
11 0
8 ,0
ПО
6
9
14
1У
6(0
5(0
1(0
5(1
396)
0570)
846)
170)
125
В,8(0, 528)
12 .6(0, 756)
lfc ,6(1, 116)
25 ,8(1, 548;
НО
11,2(0,672)
16,1(0,966)
23,8(1,428)
33(1,980)
П р и м е ч а н и е . Частота вращения вала п — itjOO об/мин, объемный коэффициент *j=0,9
Поршневой насос КМ-11Т
Поршневой насос КМ-ПТ (рис. 8.14)—горизонтальный, трехцилиндровый, двойного действия — установлен на платформе агрегата перпендикулярно к оси автомобиля, над его задним мостом. Насос состоит из гидравлической и приводной частей. Гидравлическая часть насоса 11Т отличается от насоса 9Т тем, что
укомплектована трехцилиндровой клапанной коробкой, клапанные крышки крепятся специальными гайками с трапецеидальной
резьбой, предотвращающей их самоотвинчивание, модернизированы приемная линия и ряд других деталей.
Приводная часть насоса (рис. 8.15) включает узлы коренного
и трансмиссионного валов, шатуны с крейцкопфами, систему
смазки и станину сварной конструкции.
Коренной вал выполнен из двух самостоятельных' частей. Одна часть вала имеет шестерню и два эксцентрика, другая (коротк а я ) — шестерню и один эксцентрик. Обе части коренного вала
монтируются на роликоподшипниках и приводятся от трансмиссионного вала, выполненного за одно целое с ведущими цилиндрическими шестернями. Трансмиссионный вал имеет консольную
часть со шпонкой для установки шестерни редуктора, через который осуществляется привод насоса.
142
I
t
.4
Рис. 8.15. Приводная часть насоса КМ-ПТ:
/ — колесо; 2 —шатув; 3, 7 — роликоподшипники; 4, 12 — коленчатый вал: 5, S—крышки;
S — стакдн; 9 — трансмиссионный вал; га—шестерня; // — средняя опора; 13 — коксольг
14 ~ шпонка
Шатуны литые стальные таврового сечения, мотылевые головки шатунов смонтированы на коренном валу на специальных роликоподшипниках.
Крейцкопфы стальные с накладками из антифрикционного чугуна соединены с малой головкой шатуна пальцами на конусной
посадке. Поджим пальцев, осуществляется торцовой планкой.
Шестерни и подшипники смазываются разбрызгиванием, направляющие крейцкопфы — маслом, которое из лотка по трубкам
направляется к ним. Подшипники коренного вала смазывают автотракторным маслом, а подшипники трансмиссионного вала —
консистентной смазкой.
Объем заправочной емкости насоса 95 л.
Манифольд агрегата
В манифольд агрегата входят приемный, нагнетательный и
раздающий трубопроводы. Приемный трубопровод насоса ЦТ
оборудован трехходовым краном и позволяет принимать жид-
кость из мерной емкости апрегата и цементного бачка, расположенного на земле. Раздающий трубопровод также оборудован
трехходовым краном. Нагнетательный трубопровод оборудован
воздушным колпаком, предохранительным клапаном, манометром
,с разделителем и проходными вранами высокого давления. Нагнетательный трубопровод так же, ,как у агрегата ЦА-320М, выведен сзади мерного бака и заканчивается уплотнительным конусом и гайкой. Жидкости из насоса сбрасываются по контрольной
линии, расположенной с противоположной от нагнетательного
трубопровода стороны, в мефную емкость, а при необходимости—
на землю.
Замерный бак вместимостью 6 м3, установленный в задней части агрегата, конструктивно мало чем отличается от замерного
бака, установленного на агрегате ЦА-320М.
На агрегате установлен предохранительный клапан гвоздевого
типа, унифицированный по конструкции с предохранительным
клапаном агрегата ЦА-320М. Для каждого из применяемых размеров цилиндровых втулок необходимо устанавливать срезной
гвоздь, рассчитанный на срабатывание при достижении максимально допустимого давления на данной втулке. Давление, при
котором должен сработать предохранительный клапан, выбито
цифрами на плоской части лвоздя. Для цилиндровых втулок, имеющих диаметры ПО, 125 и 140 мм, применяются срезные гвозди
на давления соответственно 40, 32 и 23 МПа.
Пост управления
Управление верхним двигателем и насосом осуществляют с
центрального поста, расположенного на платформе агрегата со
стороны приводной части насоса.
На пульте управления установлены следующие механизмы: педаль включения фрикционной муфты двигателя, педаль и /рычаг
управления топливным насосом двигателя, рычаг управления коробкой передач.
Пост управления оборудован щитком с контрольно-измерительными приборами: тахометром, термометрами для воды и масла и манометром. Термометры и манометры дистанционного типа.
Для эффективного цементирования скважин необходимо, чтобы оборудование позволяло работать с минимальными затратами
как на основных, так и на вспомогательных операциях. Известно,
что параметры цементировочного оборудования определяются
темпом нагнетания растворов и давлением в процессе цементирования. Цементирование глубоких скважин характеризуется значительным увеличением объемов закачиваемой жидкости при повышенных давлениях с весьма ограниченной продолжительностью
процесса.
К основным недостаткам цементировочных агрегатов следует
отнести следующее: невысокие гидравлическую мощность и работоспособность отдельных узлов (клапанов, поршней, цилиндровых
Ш
втулок, уплотнений и т. д.), ненадежную работу запорной арматуры и гибкого металлического шланга и др.
В настоящее время создан размерный ряд цементировочных
агрегатов и цементосмесительных машин. ГОСТом 20725 — 75
предусмотрено создание насосных установок трех типов: с мерным баком (УНБ), с цистерной (УНЦ) и без специального оборудования (УН). Насосные установки с мерным .баком (цементировочные агрегаты) будут выпускаться пяти типов, каждая на определенную гидравлическую мощность (73,6; 117,8; 294,4; 463,7
и 910 кВт). Для получения различных технических характеристик
установок одной и той же полезной мощности в насосах предусматривается использование различных гидравлических блоков.
К настоящему времени испытано несколько модификаций насосных установок на 117,8; 294,4 и 463,7 кВт. После испытаний на
грозненском заводе «Красный молот» выпущен экспериментальный образец установки УНБ2-630, который успешно проходит промысловые испытания на нефтяных площадях страны.
Цементировочная установка УНБ2-630Х500
Установка насосная смонтирована на шасси автомобиля
КрАЗ-257 (рис. 8.116). На лонжероне автомобиля установлены две
рамы, на которых монтируется оборудование установки. Передняя
рама служит для размещения на ней мерного бака 4 с дом'кратам.и, кабиной оператора 3 и поста управления 9. На задней раме
установки монтируется силовой агрегат 13, шестиокоростная коробка передач И, трехплунжерный насос 15, манифольд и вспомогательный трубопровод 12.
На лонжероне автомобиля крепятся водоподающий блок 2 и
подпорный насос 7; которые приводятся -в действие от ходового
двигателя автомобиля.
На рис. 8.17 приведена кинематическая схема установки.
Данные о подаче агрегата и развиваемом им давлении приведены в табл. 8.4. Характеристика рассчитана при к. п. д. установки г| 0 =0,83 и коэффициенте наполнения т | н = 1 ; диаметр плунжера 125 мм.
Насос 14Т1
Насос 14Т1 состоит из трех основных частей: гидравлической,
приводной и редуктора.
Гидравлическая часть (рис. 8.18). Основная деталь гидравлической части — клапанная коробка •/, в которой работают плунжеры 18 и клапаны 3. Гидравлическая часть в зависимости от диаметров устанавливаемых плунжеров может быть изготовлена в
двух вариантах: с плунжерами диаметрами 140 и 125 мм и с
плунжерами диаметрами 110, 100 и 90 мм. В каждом исполнении
плунжерные коробки имеют одинаковые клапаны и другие детали и разнятся лишь плунжерами и деталями уплотнений плунжеров.
«
15
IS
X
17
Рис. 8.16. Цементировочная установка УНБ2-630Х500:
/ — промежуточный вал; 2 — насос центробежный, водонодающий; з — кабина; 4— мерный
Сак; 5 — выхлопная труба; б — огнетушитель; 7 —подпорный насос; в —цементный бачок;
9 — пост управления; 10 — навесной редуктор; // — коробка перемены передач; 12 — вспомогательной трубопровод; 13— силовой агрегат; 14 — зубчатая муфта; IS — трехплунжерный насос; /б" —аккумулятор: /7 — фара
Т а б л и ц а 8.4 Подача и давление, развиваемое
агрегатом УНБ2-630Х5ОО
Включенная передача
-
Частота вращения
коренного вала
насоса, об/мт
Давленке, МПа
Л =1800 об/мин
49,7
50»
70,6
48,5*
100,0
34,2
140,8
24,3
200,0
17,1
283,0
12,0
и = 2000 об/мин
55,2
50*
50*
78,3
111,0
41,2*
156,0
29,2
222,0
20,6
314,0
14,5
* Допустимо кратковременное давленое опрессоакн •
148
Подача, л/с
4,9(0,28)
6,95(0,42)
9,85(0,59)
13,86(0,83)
19,7(1,18)
27,9(1,67)
5,45(0,33)
7,7(0,46)
10,9(0,65)
15,4(0,92)
21,8(1,31)
31,0(1,86)
•;
4
Рис. 8,17. Кинематическая схема установки УНБ2-630Х5О0:
j __ дизель В2-80ОТК-63; 2 — фрикдионвая муфта; 3 — пронежуточный вал с тормозом; 4 —
коробка перемены передач; 5 — муфта зубчатая; 6 — навесной редуктор; 7 — треяплунжерный насос; 8 — одноступенчатый подпорный центробежный насос; 9 — жесткое фланцевое
соединение; Ю — цепной редуктор;
// — карданный вал;
12 — двигатель автомобиля
ЯМЗ-238; 13 — раздаточная коробка автомобиля; 14 — коробка отбора мощности; 15 — многоступенчатый водоподающкй центробежный насос; 16 — зубчатый редуктор
проходит по трубкам из масляного бачка, в котором оно находится под давлением воздуха от пневмоеистемы автомобиля.
Подача масла на плунжеры регулируется поддержанием соответствующего давления в масляном бачке специальными краникам и.
Для предотвращения попадания цементного раствора или других жидкостей в масляный бачок смазочные штуцеры (клапаны)
имеют по два шариковых клапана — один поя другим, поджимаемых пружинами.
Для с&роса цементного раствора в случае прорыва уплотнений
на смазочных штуцерах установлены сбросовые (сигнальные)
штуцеры с шариковыми клапанами, которые нзжимом пружин
должны быть отрегулированы на открытие цри давлении 1,2—
1,6 МПа.
Приводная часть (рис. 8.19). Механизм приводной части закрыт в станине с крышкой сварной конструкции. Коренной (эксцентриковый) вал 6 вращается на сферических роликоподшипниках 31, помещенных в стаканах 25. Коренной вал—полый, отлит
за одно целое с эксцентриками, от осевого смещения фиксируется
стаканом правой опоры. Эксцентриковые подшипники и шатуны 5
фиксируются планками 23.
Крейцкопфы / стальные, с калеными .рабочими поверхностями,
работают в бронзовых направляющих 15 и 21, закрепленных в
станине.
Пальцы крейцкопфов 17 сидят в своих гнездах на конусной посадке, затянуты болтами 19, которые застопорены замковыми
шайбами 12, которые, в свою очередь, зафиксированы винтами И
с обвязкой проволокой. Пальцы крейцкопфов стальные, с каленой
рабочей поверхностью. Они работают в бронзовых втулках 18, запрессованных в крейцколфные головки шатунов.
Для смазки крейцкопфов и пальцев масло поступает из редуктора по трубкам через штуцер 3 на верхнюю поверхность крейцкопфа, откуда часть масла поступает через отверстия в крейцкопфе и шатуне на палец крейцкопфа. Нижняя (рабочая) параллель
смазывается маслом, стекающим с крейцкопфа и с шатуна.
Картер станины — масляная ванна, в которой работают шатуны, подшипники эксцентриков и опоры коренного вала смазываются разбрызгиванием.
Доступ к крейцкопфам (крайним) только через боковые окна
в станине. Окна герметически закрыты врышками 16. Доступ к
эксцентриковым головкам шатунов осуществляют через люк 8 в
крышке 13 станицы. На крышке люка установлена отдушина 7.
Крышка станины скреплена со станиной подшипниковыми
шпильками и болтами по фланцам разъема и зафиксирована конусными штифтами 14. Кроме того, соединение крышки со станиной получает дополнительную жесткость от навешенного на торце с одной стороны редуктора, а с другой специального кольца
(фланца).
11 1213 № 15 16 17
'41/
\
Рис. 8.18. Гидравлическая часть насоса 14Т1
Все уплотнения гидравлической части резиновые — типа колец
или типа самоуплотняющихся манжет.
Плунжеры имеют весьма твердую каленую, хромированную и
отполированную поверхность. После износа одного конца плунжера он может быть повернут другим концом. Плунжеры уплотнены
резиновыми манжетами и кольцами, установленными в корпусе
уплотнения // в следующем порядке (рис. 8.18): калролоновая
(или бронзовая) груидбукса 8, резиновые манжеты 9 (3 шт.),
капролоновая (или бронзовая) грундбукса 10, смазочная грундбукса 12.
Смазочная грундбукса жестко опирается на обойму 20, которая поджимается нажимной гайкой 19. В обойме помещены два
резиновых уплотнительных кольца 13 и одно капроновое кольцо 14. Снаружи обойма уплотнена резиновым кольцом 15. От
крейцкопфной камеры плунжеры 18 отделены сальниками 17 с
двумя резиновыми манжетами 16.
Всасывающие клапаны (под плунжерами) и нагнетательные 3
одинаковы по типу и размерам, имеют двустороннее направление
и резиновое уплотнение. Седло 5 и тарелка клапана каленые. Направляющий стержень клапана работает в .резиновых втулках 4.
Клапаны прижимаются к седлам коническими пружинами 2, 7.
Пружины нижвих клапанов упираются сверху в специальную деталь — упор пружины 6.
Для смазки плунжеров к смазочным грундбуксам подается
масло через смазочные клапаны. К смазочным клапанам масло
Ш
150
А
A-t
23
II IS IS И
«'-зубчатое
пробка. НХ1.8;
колко:
^-^^^f^fli-JiiAi'H-T^OTBjL;
?5%-8тулкя
зуб-
26-болт; 2 7 - кольцо
Механизм редуктора
состоит из одной косозубой передачи с
P
придаточным S O M « = 4 , 0 4 . ВалЧшеегерня 24 вращается на ко-
" Т е ^ ^ Г о Г к о Г Г ! ^идих на синице, которая з
=
-
ся на конических роликоподшипниках 5. Осевой люфт коничеc L x р ^ ш ю п о д ш т н ж о в регулируется прокладками 10 под тор-
С ? п и Г т о г о колеса редуктора со стороны н . « и «-
Рис. 8.19. Приводная часть насоса 14Т!:
поиеречхыА разрез
а — продольный разрез,
о — поперечный
разрез по
но крейцюгафной
кренцнлч
e3i
крейикопф: ;? —наконечник; S — штуцер;
полнена в виде зубчатой втулки 2«, которая входит в сцепление с
" о й пол^муфтой 26 (см. рис. 8:19) коренного вала насосе» и
образом вращение от редуктора передается на вал насоса.
Ж вал редуктора получает вращение от коробки передач ч е р ^ зубчатую муфту 16. соединяющую валы передач и рекамере,
о — разрез
Редуктор
Редуктор навесной, крепится к станине насоса болтами, расположенными по фланцу с центрирующим буртом. Корпус редуктора со своей крышкой имеют вертикальный разрез (рис. 8.20).
152
ДУК
МеРханИзм насоса работает по схеме: от коробки передач вращение передается на вал-шестерню 24 редуктора, а от н е г о - н ?
нииГубчатого колеса собирается масло, увлекаемое колесом f
картЗаредуктора. Из маслосборника масло самотеком поступает по трубкам на крейцкопфы.
153
Подпорный насос
Подпорный насос (рис. 8.21) установлен на левом лонжероне
автомобиля за кабиной водителя под мерным баком и своим всасывающим отверстием сообщается через шибарные заслонки с цементным бачком, с мерным баком и с внешними объектами. Подавать жидкость насос может под всасывающие клапаны плунжерного насоса, во внешние объекты или на слив.
Насос приводится в действие от раздаточной коробки автомобиля через коробку отбора мощности, зубчатый и цепной редукторы (см. рис. 8.17).
Зубчатый редуктор соединяется с коробкой отбора мощности
зубчатой муфтой общего назначения, а цепной редуктор с подпорным насосом — эластичной муфтой. Зубчатый и цепной редукторы
соединяются карданным валом.
Насос смонтирован на плите, прикрепленной болтами к лонжерону автомобиля. Рабочее колесо 20 цасоса стальное и состоит
из диска, приваренного к ступице 21, двух лопастей с одной стороны диска и дистанционных планок с другой стороны. Рабочее
колесо сидит консольно па валу //. Закреплено колесо шпонкой 7
и болтом, ввинченным в торец вала с медной прокладкой на торце. Вращается колесо между двумя стальными калеными дисками 4 и 17 (бронями),
Рис. 8.21. Подпорный насос:
/ — спиральный корпус; г - о п о р н ы й кронштейн; з— резиновый 6-мм шнур; 4 - задняя
?Пи«7Т°;
сальник: 7-шпонка; в-нажимной фланец; S - болт М12Х™
Л
?<Г 1 * \*1«1^",
У " - п о д ш и п н и к ; И - с т а к а н ; «-уплотнение; 15, /»-крышки
п.7,
Л J ^ i 8 x 4 0 ; "-J?*""?,™ б р о н я ; " - б о л т М12Х80; 20-рабочее колесо; 2/-стулица; 22 — торцовая шайба; 23 — втулка корпуса
154
Станиной насоса служит опорный кронштейн 2, который крепится к монтажной плите болтами. К опорному кронштейну крепятся улитка / и задняя броня 4, а к спиральному —крышка 18
с передней броней 17. Зазоры между рабочим колесом и бронями
регулируются крышкой /8 при помощи винтов 16. Зазор не должен превышать 0,3 мм с каждой стороны.
Уплотнением передней крышки насоса служит резиновый шнур
3 диаметром 6 мм, помещенный в кольцевой паз крышки.
Удлиненная ступица колеса проходит через торцовую стенку
опорного кронштейна и уплотнена сальником 6, помещенным в запрессованной втулке 23.
Вал насоса вращается на двух роликоподшипниках 12, которые воспринимают радиальные и небольшие осевые нагрузки.
Масляная ванна роликоподшипников изолирована от внешней
среды двумя специальными уплотнениями 14.
Быстроизнашивающиеся детали насоса —рабочее колесо 20,
передняя броня 17, задняя броня 4, спиральный корпус 1, грундбукса 5, сальник 6.
Привод подпорного насоса от коробки отбора мощности осуществляется через два редуктора: зубчатый и цепной (рис. 8.22).
Передаточное число редукторов t = l ; цепной редуктор жестко крепится к лонжерону автомобиля, а зубчатый —к коробке отбора
мощности автомобиля.
Три косозубые шестерни зубчатого редуктора монтируются на
трех валах, вращающихся на конических роликоподшипниках
№ 7209. Люфт роликоподшипников регулируется прокладками,
имеющимися под крышками подшипников. Редуктор оборудован люком для залива масла и сапуном для выравнивания давления внутри редуктора с атмосферным. Ведущий вал редуктора
соединяется с коробкой отбора мощности с помощью зубчатой
муфты.
Через карданный вал вращение передается от ведомого вала
зубчатого редуктора на приемный вал цепного редуктора..
Цепной редуктор состоит из корпуса, который в своей верхней и нижней частях заканчивается специальными фланцами, оборудованными сапуном и маслосливной крышкой. В корпусе цепного редуктора устанавливаются четыре роликоподшипника для
монтажа двух валов с цепными звездочками.
Натяжение нижней нерабочей ветви цепи осуществляется натяжным роликом с помощью регулировочного болта. Корпус цепного редуктора жестко крепится к монтажной плите.
Водяной насос. В качестве водоподающего насоса применен
многоступенчатый центробежный секционный насос (см, рис. 8.12),
предназначенный для подачи жидкости в цементосмесительное
устройство при затворении цементного раствора.
Водоподающий насос оборудован системой продувки выхлопными газами двигателя для удаления жидкости из насоса после
окончания работы при минусовых температурах и прогреве насоса.
155
Г 17г Ю и 12
\ \ 1 \ 5йк мерный
Saw
/.Ы
«--"<"""»'« °
I
i
\
Па 16а
Рис. 8.23. Схема манифольда агрегата УНБ2-630Х500:
1—конец напорной линии с заглушкой; 1 — иодиодка наливной линии с заглушками; 3 —
Сыстросъемная муфта; 4 — комиеисатор; 5 — гредходовой крав; ё, /0 — проходной кран.
7 — предохранительный клапан; в — соединение резьбовое, муфтовое; $а, 96—шиберные
100'Мм заслонки; 11—шарнирное соединение наливной линии; 12 — фильтр; 13—вентиль;
14—подключение шлангов к смесителю от водоподающей линии; /5 — крав для продувки
манифольда выхлопными газами; 16а—166 — шиберные заслонки диаметром 125 мм; 17а—
17д— места подсоединений всасывающей линии манифольда; . 18 — дюритовое соединение;
19 — фланцевое соединение; 20 — конец трубопровода с заглушкой для обеспечения прогрева и продувки манифольда газами от верхнего двигателя; 21 — кран с цилиндрической
пробкой; 22 — колено шарнирное
Р и с 8.22. Редукторы:
а — цепной: J — полумуфта; 2— сальник; 3, 6, II, 13 — крышка: 4— спускная пробка; £ —
звездочка; 7, 10 — валы; 8 — подшипник; 9 — корпус; 12 — кольцо; 14 — втулка; /5 — штифт;
16 — фланец; б — зубчатый: 1 — зубчатая обойма; 5, 7. IS — валы; 3 — торцовая щайба:
4 — пружинное кольцо; 5 — шестерня; б —кольцо; 8 — подшипник; 9, 16 — крышки; 10 —
втулки; Л —штифт; 12 — фланец; 13 — сальник; 14—регулировочная прокладка.
Дополнительнее оборудование
Манифольд насосной установки состоит из приемной /, напорной //, наливной ///, сбросовой IV, водоподающих приемной V и
напорной VI линий (рис. 8.23).
156
Приемная линия / манифольда состоит из элементов трубопровода, пяти 125-мм шиберных заслонок 16 и одной 100-мм шиберной заслонки 96. Приемная линия соединяет мерный бак и
нагнетательную линию подпорного насоса с приемным коллектором плунжерного насоса 14Т1.
Приемная линия имеет гибкие соединения 18 для предотвращения поломок элементов всасывающей линии манифольда от
вибрации.
Напорная линия II манифольда выполнена из 50-мм насоснокомпрессорной трубы и включает кран с цилиндрической пробкой 2, компенсатор 4 и шарнирное колено 22. Кроме того, напорная линия дополнительно укомплектована шестью 50-мм трубами
вспомогательного трубопровода и шестью шарнирными коленами.
Наливная 75-мм линия III проходит под силовым агрегатом и
насосом 14Т1, врезается в днище бака и заканчивается шарниром
11, который позволяет наливать раствор в правую или левую
часть мерного бака. На наливной линии имеется проходной кран
10, размещенный внутри бака. Ручка управления краном 10 выведена в кабину установки.
Сбросовая линия IV включает проходной кран 6 высокого давления, трехходовой кран 5, муфту 8 и элементы трубопровода. Для
уменьшения давления в насосе 14Т1 жидкость сбрасывается либо
на землю, либо в мерный бак с помощью крана 6 с предварительной установкой в соответствующее положение пробки трехходово157
го крана 5. Сбросовой линией пользуются также при зарядке насоса 14Т1, при закачке воды в мерный бак и др.
Приемная водоподающая линия V состоит из 100-мм шиберной
заслонки 9а, дюритового соединения и фильтра 12. Для чистки
фильтр вытаскивают через конец трубопровода 17г. Водоподающий центробежный насос может всасывать воду из мерного бака
(шибер 9а открыт,-конец трубопровода 17г закрыт заглушкой),
а также со стороны {шибер 9а закрыт, к концу трубопровода 17г
подсоединяется приемный шланг).
Шиберной заслонкой 9а управляют из кабины установки.
Приемная линия продувается выхлопными газами тягового двигателя через кран 15.
Водоподающая напорная линия VI предназначена для подачи
воды в смесительные устройства. Насосная установка может работать как с одним смесительным устройством, так и с двумя.
Шланги смесительного устройства подсоединяются к концам трубопровода 14. Подача воды регулируется кранами 13.
В комплект оборудования насосной установки входят два
шланга смесителя для подключения водоподающей линии установки к смесительным устройствам при приготовлении цементного
раствора, шланг сброса, переводник 100X125 мм и два ствола
смесителя.
Мерный бак вместимостью 5,2 м3 сварной конструкции установлен на специальных опорах на лонжерон автомобиля в передней части установки. Емкость бака разделена продольной перегородкой на две равные части, в каждой из которых имеются мерные рейки сценой деления 0,1 м 3 . Донные клапаны смонтированы
в днище бака и позволяют соединять любую половину емкости с
небольшой дополнительной камерой под днищем, к которой присоединены приемные линии установки.
Бак наполняется жидкостью через наливную линию 4 диаметром 80 мм, проходящую через днище бака и заканчивающуюся
шарниром 5 (рис. 8.24). С помощью ручки управления / и упора
13 шарнир устанавливается в положения, позволяющие направлять жидкость в левую или правую половины бака.
На наливной линии устанавливается кран, ручка которого выведена в кабину оператора.
В левой части бака вваривается кожух, через который выводятся валик и ручка управления шиберной заслонки водоподающего блока (см. рис. 8,23, п. 9а).
Помимо контроля расхода прокачиваемой жидкости из бака
по мерным рейкам, эти показания можно наблюдать по счетчику
расхода жидкости, установленному в кабине. Электромагнитный
датчик счетчика вмонтирован в поплавок, который, опускаясь
вниз по направляющей трубке, дает импульс счетчику через каждые 0,1 м3 выкачиваемой из бака жидкости.
• Донные клапаны управляются одной ручкой 1 (рис. 8.24).
Ручка перемещает ползун 8 в левую или правую сторону. При
этом по пазам ползуна движется подшипник 9, который обеспечи158
9
10
Рис. 8.24. Управление
донными клапанами;
/ — ручка управления; 2 — рычаг;
3 — гайка;
4 — наливная
линия;
•5 — шарнир; 6 — алнта; 7—скоба;
8 — ползун; 9 — подшипник; SO —
клин откидной; // — серьга; 12 —
манжета; 13 — упор
вает подъем (опускание) донного клапана. При положении ручки
управления 1 «влево» левый донный клапан закрывается, а правый открыт (откидной клин 10 расположен горизонтально). Если
же откидной клин расположить вертикально (позиция 10а), то
оба клапана будут закрыты. При положении ручки управления 1
«вправо» левый донный клапан открывается, а правый клапаи
закрыт.
Одновременно ручкой управления через рычаг 8 переключаются датчики расхода жидкости левой или правой половины бака,
а также, как было указано выше, устанавливается соответствующее положение шарнира наливной линии.
При чистке мерного бака жидкость сливается через донные
клапаны и конец трубопровода 77а (см. рис. 8.23). При этом шиберы 16а и 16в должны быть закрыты, а 166 — открыт.
Цементный бачок сварной конструкции, вместимостью 0,25 м*
установлен с левой стороны установки на всасывающей линии
подпорного насоса. Цементный бачок через шиберную заслонку
соединяется с тройником, который соединяется или напрямую,
или через подпорный насос со всасывающей линией плунжерного
насоса.' Внутри бачка устанавливается перегородка для очистки
раствора от крупных фракций.
На бачке имеются два кронштейна с зажимами для крепления
стволов, по которым в цементный бачок поступает раствор от цементосмесителей.
В днище бачка предусмотрена спускная пробка с выведенной
наверх ручкой.
«9
Пост управления
ч
Пост управления, размещенный в кабине установки, представляет собой жесткую конструкцию, на которой закреплены ручки управления верхним и ходовым двигателями, переключения
скоростей коробки передач, управления муфтой сцепления и насосами. Пост управления оборудован щитком с контрольно-измерительными приборами: термометрами для воды и масла, манометрами давления цементировочного, подпорного и водоподающего насосов и давления масла в двигателях, а также тахометрами,
контролирующими режим работы верхнего и ходового двигателей.
Термометры и манометры дистанционного типа.
Для контроля расхода жидкости с левой стороны кабины на
специальном кронштейне установлен показывающий прибор индикаторного типа, фиксирующий объем выкачиваемой жидкости из
мерного бака.
I—
a2
•^ Cu
CQ
I
S
Щ
I
I*
х
§ 32. СМЕСИТЕЛЬНЫЕ МАШИНЫ
Смесительные машины предназначены для приготовления цементных растворов при цементировании скважин и различных тампонирующих смесей, а также могут быть использованы для приготовления из глинопорошков нормальных и утяжеленных промывочных жидкостей.
С применением смесительных машин механизируются трудоемкие работы, повышаются качество и стабильность приготовляемых
растворов, ликвидируются потери цемента и улучшаются условия
труда буровых рабочих.
В соответствии с назначением и характером работы смесительные машины монтируют на автомобилях или автоприцепах.
В настоящее время на промыслах Советского Союза эксплуатируется несколько типов смесительных машин (табл. 8.5). Рассмотрим технические характеристики смесительных машин различных конструкций.
Смесительная машина 2СМН-20 (рис. 8.25) смонтирована на
шасси 1 автомобиля КрАЗ-219. Она состоит из бункера 7, карданного вала 3, двух основных дозирующих (разгрузочных), шнеков
4, приемной воронки 8, смесительного устройства 9, раздаточной
коробки 2, компенсатора давления, приводного вала 5, погрузочного шнекового транспортера 6 и других более мелких устройств
и механизмов.
Машина 2СМН-20 рассчитана на перевозку до 6 т сухого цемента. По прибытии на рабочее место и после установки на откидные домкраты 10 ее догружают до полной грузоподъемности
при помощи шпека 6.
Привод всех основных и вспомогательных механизмов осуществляется от двигателя автомашины через раздаточны-й редуктор
я передаточные устройства. Кинематическая схема машины приведена на рис. 8.26.
160
•« m
Ш
•as
5
•g
1
11—6080
ё
161
М
I
I&
Ui
s
О
11
ш s
-^
CO
о
So
g
X
8
Рис. 8.25. Смесительная машина 2СМН-20
§
i
a'S
162
II
Is
8
8
Мощность от двигателя автомашины с основной косозубой
шестерни 1 раздаточной коробки отбирается на загрузочно-разгрузочное устройство через специальную коробку отбора мощности,
которая имеет два вспомогательных (3, 8) и три выводных (10,
11, 15) вала отбора мощности.
На валу 3 сидят две шестерни 2 и 4. Шестерня 2 находится
в постоянном зацеплении с ведущей шестерней 1 автомашины;
шестерня 4, отлитая за одно целое с валом, находится в постоянном зацеплении с шестерней 7, посаженной на шпонке на втором
вспомогательном валу 8. На этом же валу на шлицах установлена
скользящая двойная шестерня 5, при перемещении которой из
нейтрального положения можно включать загрузочный шнек или
разгрузочные транспортеры.
При включении шестерен 5 и 9 включаются разгрузочные шнеки и смесительное устройство. Шестерня 9 спарена с шестерней
13. Они посажены на шарикоподшипники и свободно вращаются
11*
163
на валу. Шестерня 13 входит в зацепление с шестернями 6 и 12,
которые посажены на правый // и левый 15 выводные валы и
передают вращение через карданные валы разгрузочным транспортерам 25. Левая шестерня 6 при помощи рычага включения
39, расположенного на коробке отбора мощности, может выводиться, из зацепления с шестерней 13 и выключать левый шнековый
транспортер, в результате чего подача машины уменьшается
вдвое.
На правом карданном валу, связывающем коробку отбора
мощности с правым шнековым транспортером, имеется муфта 17
с пальцем. Если при уплотнении цемента возникают перегрузки,
то палец, соединяющий фланец шарнира Гука с полумуфтой, срезается, при этом правый шнековый транспортер отключается и подача машины уменьшается вдвое.
На правом разгрузочном шнеке со стороны воронки имеется
зубчатое колесо 26, передающее через цепную передачу вращение зубчатому колесу 27, находящемуся на ведущем валу механизма вертикального шнека. Далее, через пару конических шестерен 28 и 29 вращение передается валу 30 вертикального лопастного шнека.
Машины последних выпусков не имеют вертикального шнека
и механизма привода к нему. При включении шестерни 5 с шестерней 14, посаженной на шпонке на среднем выводном валу 10,
вращение передается только на механизмы привода загрузочного
шнека. Зубчатое колесо 16, посаженное на промежуточном валу,
посредством цепной передачи передает вращение на вал верхней
трансмиссии через дополнительный промежуточный вал с зубчатыми колесами 18 и 20. Затем вращение передается через зубчатое
колесо 19, коническую пару шестерен 21 и 22 и телескопический
карданный вал на шестерни 23, 24 редуктора загрузочного шнека.
Кинематика машины позволяет регулировать технологические параметры в широких пределах.
Смесительное устройство агрегата оборудовано воронкой с шиберным устройством 31 и гидросмесительным устройством.
В комплект гидросмесительного устройства входят штуцерная коробка 32, смесительная выкидная труба 35 и обводной шланг '34
с краном 33. Для снижения пульсации на штуцере жидкость затворения подается к гидросмесителю по нагнетательной линии 36
через компенсатор 37, оборудованный регулятором давления 38.
Рассмотрим устройство цементосмесительной машины. Бунк е р цементосмесителя предназначен для загрузки цемента или
других порошкообразных материалов. Он представляет собой емкость, изготовленную из стальных листов и приваренную к несущей раме из швеллера. Его боковые стенки наклонены под углом
53—54° и переходят в полуэллиптическую кровлю с двумя загрузочными1 люками. Люки перекрываются съемными решетками
и плотно закрываются крышками. На крышке бункера имеются
настилы с откидными перилами для удобства обслуживания машины в период загрузки цемента. Лестница для подъема на крышу
165
бункера расположена с левой стороны машины на задней торцовой стенке.
С заднего торца рама бункера удлинена и образует открытый
снизу ящик с откидной дверцей. В этом ящике размещена приемная воронка. Если дверца закрыта, то все механизмы воронки надежно укрыты от атмосферных осадков. На
передней торцовой стенке бункера размещены приводные механизмы.
Для разгрузки шасси автомашины при максимальном заполнении бункера предусмотрены четыре откидных домкрата, приваренных к несущей раме. Перед загрузкой машины домкраты
опускают и устанавливают на подкладки.
На случай выхода из строя механизмов привода или двигателя автомашины в бункере (справа в передней части и слева в задней части) предусмотрены два аварийных люка для выгрузки порошкообразного материала.
Днище бункера выполнено в виде двух параллельных корыт.
Каждый из шнековых транспортеров располагается в своем торцовом корыте и имеет подшипниковые опоры. Передние опоры
шнеков смонтированы на фланцах, закрепленных болтами на передней торцовой стенке бункера. Задние концы опоры шнеков
размещены на торцах кожуха приемной воронки, соединенной на
фланцах с бункером. Конические роликоподшипники задней опоры воспринимают радиальные и осевые нагрузки, передаваемые
шнеками.
Диаметр шнека 245 мм, шаг 150 мм. Разгрузочные концы шнеков выходят за пределы бункера в приемную воронку, в которой
оба потока цемента соединяются и направляются вертикальным
шнеком к смесительному устройству. Витки разгрузочных транспортеров не доходят до конуса подшипников и перед цапфой снабжены отбойными дисками.
П р и е м н а я в о р о н к а предназначена для приема цемента,
подаваемого двумя шнековыми транспортерами, и для направления его в смесительное устройство.
Она состоит из корпуса 1 (рис. 8.27), на котором смонтирован вертикальный лопастной шнек 4с приводным механизмом, и
двух задних опор подшипников разгрузочных шнеков. Вертикальный лопастной шнек (ворошитель) приводится в движение цепной
передачей 2 от правого основного шнека 3 через конический редуктор 5.
Воронка имеет специальную гайку S для присоединения смесителя, а также снабжена шиберной заслонкой 6, перекрывающей
выходное отверстие бункера. Заслонка снабжена приводом 9 с
двумя выкидными квадратами для съемной ручки 7. В воронке
имеется смотровой люк 10.
Практика эксплуатации машины показала, что наличие лопастного ворошителя в приемной воронке практически не улучшает процесс разгрузки сухого материала. Поэтому цементосме166
Л-А
Рис. 8.27. Приемная воронка
сительные машины последних конструкций оборудованы приемной
воронкой без лопастного вертикального шнека.
Смесительное устройство вакуумно-гидравлического типа.
Разрежение создается струей жидкости, вследствие чего подаваемый шнеками порошкообразный материал всасывается в смеситель и затем интенсивно перемешивается в турбулентном потоке
жидкости в напорной трубе. Смесительное устройство состоит из
приемного горшка 3 с диффузором 2, переходящим в напорную
трубу 1, сопла 4 и насадки 6 (рис. 8.28). Смесительная машина
укомплектована сменными насадками с диаметром отверстий 10,
Рис. 8.28. Смесительное устройство:
i — напорная труба; 2 — диффузор; 3— приемный горшок; 4 — сопло; 5 — гайка; 6 — насадка; 7 — запорная гайка; 5 —муфта соединительная; 9 — обводная труба
167
12, 15 и 18 мм. Смена насадок проводится через специальное отверстие, которое закрывается запорной гайкой 7. Приемный горшок изготовляют из легкого сплава или ковкого чугуна. В верхней части горшка нарезана трапецеидальная двухходовая резьба.
С помощью специальной гайки, находящейся на горловине корпуса
заслонки, горшок соединяют с приемной воронкой машины.
Смесительное устройство снабжено обводной трубой 9 с краном для регулирования плотности раствора добавлением необходимого количества воды из регулятора непосредственно в напорную трубу. Качество перемешивания раствора улучшается с
увеличением производительности, поэтому работать при производительности устройства ниже указанной в паспорте не рекомендуется.
Приводы шнековых транспортеров и загрузочного шнека осуществляются от двигателя автомашины через коробку перемены
передач, раздаточную коробку и специальную коробку отбора и
распределения мощности (рис. 8.29), устанавливаемую за кабиной водителя над раздаточной коробкой автомашины между
лонжеронами. Раздаточная коробка имеет два вспомогательных и
три выходных вала: два боковых для привода разгрузочных (основных) шнеков и один для привода загрузочного ("вспомогательного) шнека. Эта коробка позволяет отбирать от двигателя
автомашины мощность и распределять ее. Мощность может быть
передана разгрузочным шнеком или вспомогательным механизмом.
Конструкция раздаточной коробки позволяет отключать левый
разгрузочный шнек при минимальной подаче порошкообразного
материала и работать с помощью одного правого шнека. Левый
разгрузочный шнек выключают перед началом работ, вставляя
чилку в отверстие на валике.
Рычажное управление коробкой отбора мощности выведено
в кабину водителя. Оно расположено на общем кронштейне между двумя дополнительными рычагами. Рычаг может находиться
в трех положениях: нейтральном, при котором привод всех механизмов выключен; «от себя», когда включены основные механизмы (разгрузочные шнеки), и «к себе», когда включены приводные
механизмы загрузочного шнека. За кабиной водителя имеется люк
для смазки и осмотра коробки отбора мощности и привода
шнеков.
Погрузочный шнековый транспортер (загрузочный шнек) состоит из трубы 3, внутри которой расположен шнек / (рис. 8.30).
В нижней части транспортера имеется загрузочная съемная воронка 2 с сеткой, а в верхней части — направляющий рукав 5,
позволяющий загружать цемент поочередно в оба люка без перестановки транспортера.
Привод транспортера 6 состоит из одной пары шестерен и
карданного вала 4, соединяющего вал ведущей шестерни с валом
конического редуктора трансмиссии, установленной на крышке
бункера. Вся трансмиссия приводится во вращение от одного из
168
Рис. 8.31. Кинематическая схема машины 1СМ-10:
-/ — шестерня раздаточной коробки; 2, 3— шестерни первого вспомогательного вала; 4, 5 —
шестерни второго вспомогательного вала; 6, 7—шестерни третьего вспомогательного вала;
8, 9 — шестерни левого к правого выходных валов; Ю, И — конические шестерни; 12, 13 —
зубчатые колеса
Рис. 8.30. Погрузочный шнековый транспортер
валов основных шнеков. Карданный вал допускает неточность
установки транспортера в пределах ± 5 0 мм.
Загрузочный шнек устанавливают в рабочее положение с левой стороны цементосмесительной машины при помощи небольшого крана-укосины с ручной лебедкой грузоподъемностью 200 кг.
Этот же кран используют для подъема запасных колес.
Подача транспортера при частоте вращения 350 об/мин и угле
подъема цемента около 70° —12—15 т/ч.
К о м п е н с а т о р давления предназначен для сглаживания
пульсации потока воды, поступающей в смеситель. Он представляет собой воздушный колпак с предохранительным клапаном и
патрубками для присоединения шлангов. На верхнем основании
колпака установлены манометр и сильфонный датчик дистанционного манометра, расположенного в кабине водителя.
17»
Наряду с цементосмесительной машиной 2СМН-20 отечественной промышленностью освоено производство и других машин и
агрегатов, предназначенных для транспортирования сухих тампопажных материалов и приготовления из них растворов. Эти
машины и агрегаты отличаются грузоподъемностью, наличием дополнительных устройств, исполнением или системой загрузки —
разгрузки.
Такие смесительные машины, как 1СМ-10, СМ-4М и СМП-20,.
и смесительные агрегаты 1АС-20 и 2АС-20 конструктивно мало чем
отличаются от цементосмесительной машины 2СМН-20. Основные
узлы машины (бункер, разгрузочные шнеки, смесительное устройство) идентичны и принцип работы этих машин одинаков. Поэтому
рассмотрим только особенности этих машин.
Смесительная машина 1СМ-10 (рис. 8.31) отличается от
2СМН-20 меньшей грузоподъемностью (ее грузоподъемность Ют)
и отсутствием погрузочного шнека. Машина загружается или на
механизированном складе, или с помощью специального шнекового
погрузчика ПШ.
Техническая характеристика 1СМ-10, исключая грузоподъемность аналогична характеристике 2СМН-20.
Цементосмесительные машины СМП-20, 1СМР-20 (рис. 8.32)
отличаются от других смесительных машин монтажной базой (первая на прицепе, а вторая на раме). Эти машины предназначены
для применения в различных условиях. Так, машину 1СМР-20
можно буксировать тягачами или транспортировать по воздуху
вертолетом; она может быть использована в условиях, морских
месторождений.
Оборудование машины СМП-20 смонтировано на автомобильном полуприцепе грузоподъемностью 20 т. Транспортируется полуприцеп автотягачом седельного типа ЯАЗ-214Д или трактором
С-80.
ш
Рис. 8.33. Шнековый погрузчик ПШ:
/ — основание; 2 — шнек; 5 — труба шнека; 4 — редуктор; 5—двигатель; 6— вал
карданный; 7 — поворотный рукав
Рнс. В.32. Кинематическая схема машины СМП-20:
1, 11, 14 — зубчатые колеса; 2—4, 9, 10 — шестерни; S — рычаг отключения первого шнека;
€ — двигатель; 7 — коробка перемены передач; 8 — вал; 12 — дозирующие шнеки; 13 — бункер; 15 — конические шестерни; 16 — лопастной вал
Приводная часть машины состоит из автомобильного двигателя
ГАЗ-51 с автомобильной коробкой перемены передач, раздаточного редуктора и цепных передач. Разгрузочные шнеки отличаются от шнеков машин 2СМН-20 и 1СМ-10 большей длиной, а
также разным направлением лопастей, что улучшает транспортировку вдоль днища.
Бункер машины СМП-20 обычно загружают или на механизированном складе, или с помощью шнекового погрузчика ПШ,
приводящегося в действие от электродвигателя.
Шнековый погрузчик ПШ (рис. 8.33) смонтирован на- специальном основании; шнек приводится во вращение электродвигателем мощностью 1,7 кВт через редуктор и карданный вал, установленные в верхней части погрузчика. Погрузчик оборудован
приемной воронкой с сеткой и поворотным патрубком для присоединения направляющего рукава.
Цементосмесительные агрегаты 1АС-20 и 2АС-20 по своей
конструкции и технической характеристике аналогичны 2СМН-20
и отличаются лишь наличием водоподающего блока и манифольда
для подачи жидкости затворения в смесительное устройство. На
агрегате 1АС-20 установлен насос 1В, приводной двигатель
ГАЗ-51А с коробкой скоростей, а на агрегате 2АС-20 — центробежный насос 4К-6, привод которого осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и карданный
вал.
В агрегатах 1АС-20 и 2АС-20 модернизирован загрузочный
шнек. Он состоит из двух секций, соединенных между собой шарнирными сочленениями: неподвижной, смонтированной непосредственно в бункере и через конический редуктор соединенной с
трансмиссией привода карданным валом и подвижной — откидной.
Кроме нижней и верхней опор, загрузочный шнек имеет дополнительную среднюю опору, что значительно упрощает и облегчает
установку его в рабочее и транспортное положения и позволяет
луприцеп автотягачом седельного типа ЯАЗ-214Д или трактором
механизмов.
172
Рнс. 8.34.
Агрегат
смесительный
ЗАС-30:
/ — шасси автомобиля КрАЗ-255Б; 2 — киробка отбора мощности: 3 — устройство
загрузочное;
4— компрессор;
5 —насос
4К-6; 6 — цистерна; 7 — пост управлекия;
В — устройство смесительное с сепаратором
Цементосмесительные машины 1АС-20 и 2АС-20, имеющие водоподающие насосы, представляют собой автономные агрегаты,
управляемые одним водителем-мотористом, что облегчает управление параметрами приготовляемого раствора.
Смесительный агрегат ЗАС-30 конструктивно отличается от
смесительных машин типа СМ: загрузка и разгрузка агрегата не
механические, а пневматические, что и обусловило его конструктивное решение. '
Агрегат ЗАС-30 предназначен для аккумулирования, транспортирования цемента и приготовления цементного раствора. Агрегат
(рис. 8.34) состоит из цистерны, установленной на шасси автомобиля повышенной проходимости КрАЗ-255Б; компрессора и
водоподающего насоса, приводимых в действие от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности; трансмиссии; манифольда; системы разгрузки и поста управления.
Цистерна 5 (рис. 8.35,а) эллиптического сечения, с двумя
аэроднищами и вваренным в заднее днище сепаратором для де-
К centipicnwjsy
В яэроднище
Рис. 8.35. Схема пневморазгрузки агрегата ЗАС-30 (й) и пневморедуктор
174
(о)
аэрации разгруженного цемента. Аэроднище представляет собой
корыто, образованное двумя подкосами 6 и кордной тканью 8,
которая опирается на штампованную решетку 7. Под эту решетку
от компрессора 2 подводится воздух, который проходит через
кордную ткань и аэрирует цемент; наличие уклона цистерны 6°
к горизонту позволяет аэрированному цементу «стекать» к двум
разгрузочным патрубкам 9, прикрепленным к задней нижней части цистерны.
На каждом разгрузочном патрубке установлена заслонка 10,
служащая для перекрытия потока цемента после завершения работы, когда необходимо продуть разгрузочные линии, идущие к
сепаратору.
На разгрузочных патрубках предусмотрены быстросъемные
соединения, прикрепив к которым разгрузочные шланги, можно
подавать цемент из цистерны, минуя сепаратор, в другую емкость.
Сепаратор 8 (см. рис. 8.34) — сосуд цилиндроконической формы с двумя тангенциальными вводами в верхней цилиндрической
части для аэрированного цемента, центральным отверстием в
крышке для вывода воздуха и нижним выходом для цемента.
Нижняя часть сепаратора на машинах первой конструкции была
снабжена полухомутом для крепления гидровакуумного смесительного устройства. В последних моделях агрегатов имеется подвижная приемная воронка, укрепленная на шарнирах, в которую
поступает цемент, выходящий из сепаратора. Наличие приемной
воронки позволяет поддерживать определенный уровень цемента
в ней, что способствует получению более стабильного по плотности раствора.
Для наблюдения за уровнем цемента в сепараторе имеются
продольные окна из органического стекла и люки для очистки
внутренних поверхностей.
Для придания цистерне жесткости внутри нее приварены связи, в верхней части цистерны имеются два люка с откидными
крышками. По окончании работы для выпуска воздуха из емкости в верхней ее части установлен патрубок с навинченным краном.
Цистерна крепится к лонжеронам автомобиля стремянки, проходящими через опоры, приваренные к ней, и охватывающие деревянные брусья, па которые установлена цистерна.
Между кабиной водителя и передней частью цистерны расположены ротационный компрессор РК-6/1, пневмосистема агрегата, центробежный водяной насос 4К-6 с редуктором и коробка
отбора мощности КОМ-1, которая карданными валами связана с
насосом 4К-6 и компрессором РК-6/1.
Компрессор состоит из корпуса с эксцентрично расположенным в нем ротором с радиальными пазами, в которых находятся
лопатки. При вращении ротора лопатки прижимаются к стенке
корпуса под действием центробежной силы. Для охлаждения
компрессора на роторе закреплен вентилятор.
175
В средней части корпуса в противоположных направлениях
расположены приемное и выкидное отверстия. К приемному отверстию прикреплен приемный патрубок с двумя воздушными
фильтрами / (см. рис. &35) от двигателя ЯАЗ, к выкидному —
водомаслоотделителъ 3, в верхней части которого установлен предохранительный клапан 4, отрегулированный на давление 0,1 МПа,
а в нижней — кран для слива конденсата. Давление в цистерне
не должно превышать 0,06 МПа, поэтому на линии, соединяющей
раздающий коллектор компрессора и аэроднища, устанавливается предохранительный клапан, отрегулированный на давление
0,06 МПа.
Скорость разгрузки цемента из цистерны регулируется изменением расхода воздуха при помощи специального вентиля, установленного на пульте. Здесь же установлен манометр для контроля давления воздуха.
После водомаслоотделителя сжатый воздух направляется в ресивер, откуда выходит в напорный коллектор. Из коллектора часть
воздуха через проходной кран на посту управления подается в
аэроднища цистерны, а оставшаяся часть воздуха идет в пневморедуктор //.
На коллекторе также предусмотрен отвод с проходным краном для раздачи сжатого воздуха на сторону. Пневморедуктор
(см. рис. 8.35,6), представляет корпус 7, в котором заключен
тарельчатый клапан 8, прижимающийся к седлу пружиной 6
и упирающийся штоком 5 в эластичную мембрану 4. На последнюю, в свою очередь, также действует пружина 3, усилие которой можно изменить, вращая маховик 1, связанный с резьбовым
штоком 2. Так как шток может только вращаться, то гайка 9,
перемещаясь вдоль оси штока, изменяет деформацию этой пружины. Последняя, воздействуя через мембрану 4 на шток клапана 5, открывает его. В зависимости от деформации пружины меняется высота подъема клапана и, следовательно, давление после
клапана.
Пневморедуктором можно менять давление аэрирующего воздуха, для чего установлен проходной кран между выходной линией пневморедуктора и линией воздуха в аэроднище.
Привод компрессора осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и карданный вал.
Коробка отбора мощности (рис. 8.36) —трехвальная, с общим
передаточным числом i = l, устанавливается на раздаточную коробку автомобиля. От коробки отбора мощности также карданным валом приводится и водоподающий насос. Шестерня г = 4 2
коробки надета на промежуточный вал на шпонке и постоянно
находится в зацеплении с шестерней раздаточной коробки автомобиля. Шестерня г = 3 2 находится в постоянном зацеплении с шестерней г=42; шестерни 3 свободно посажены на выводные валы
на подшипниках качения. Торцы шестерен имеют внутреннее зубчатое зацепление, в которое входит в рабочем положении зубчатая муфта г = 19. Зубчатая муфта может перемещаться вдоль вы176
Рис.
8.36.
Коробка
отбора
мощности:
I — вал промежуточный; 2 — шестерня z=42; 3 — шестерня г=32;
i — пневмоцилиыдр; 5 — ъал выводной; $ — муфта зубчатая г—19
водного вала. Поступательное движение ей сообщается от пневмоцилиндра через шток и вилку включения муфты.
Муфты включаются при подаче воздуха в пневмоцилиндры,
при этом зубчатая муфта входит в зацепление с шестерней г=32
и вращение передается на выводной вал. При прекращении подачи воздуха в пневмоцилиндр его шток под действием пружины
возвращается в исходное положение, выводит из зацепления зубчатую муфту и вращение выводного вала прекращается. Приводы
компрессора и водяного насоса аналогичны. Питание воздухом
пневмоцилиндров осуществляется от ресивера автомобиля при
помощи пробковых кранов, установленных на посту управления.
Водоподающий центробежный насос 4К-6 (рис. 8.37) вместе с
повышающим редуктором (г=0,524) крепится к монтажной раме
агрегата.
12—5080
:
"
177
установлен фильтр. Нагнетательная линия соединяется рукавом
со смесительным устройством, приемная — с приемным патрубком
цементировочного агрегата. Подача насоса регулируется вентилем, установленным на перепускной линии.
Система загрузки агрегата позволяет механизированно загружать в цистерну цемент, так как в цистерне ротационным компрессором создается вакуум.
Пульт управления расположен в задней части агрегата. Он,
оснащен мановакуумметрами, позволяющими контролировать раз-,
режение и давление в цистерне (аэроднищах); лампой освещения,
приборов; манометром для контроля давления затворения, развиваемого водяным насосом; тахометром для контроля частоты вращения вала компрессора; рукоятками включения компрессора и
центробежного насоса; тумблером включения приборов освещения; кнопкой выключения сцепления и рукояткой сектора акселератора двигателя.
Агрегат может транспортировать 7 т цемента и на месте проведения работы у скважины догружаться до 20 т.
Рис. 8.37. Насос с редуктором:
/ — в а л ведущий; 2 —шестерня z-42; 3 — вал ведомый; 4 — корпус редуктора- J — шествпня г = 22; Ь — корпус насоса; 7 — рабочее колесо
В корпусе редуктора на шарикоподшипниках установлены ведущий и ведомый валы. Шестерни редуктора расположены между
опорами. На консоли ведомого вала насажено рабочее колесо насоса, Для разделения областей низкого и высокого давлений в
рабочей полости насоса имеется уплотнение, образуемое кольцевыми выступами на рабочем колесе и сменными уплотняющими
кольцами, одно из которых запрессовано в расточку спирального
корпуса, другое — в расточку всасывающего патрубка.
Сальники насоса — отдельные кольца хлопчатобумажного пропитанного шнура, смещенные разрезами на 120° относительно
друг друга. Сжимающее усилие при затяжке гаек на уплотнение
передается через грундбуксу. Между кольцами набивки установлена кольцевая камера, к которой из напорной полости спирального корпуса подводится рабочая жидкость для создания гидравлического затвора. Чтобы предотвратить износ вала, в месте работы сальниковой набивки установлена сменная защитная втулка.
К приемному фланцу насоса подведен трубопровод диаметром
100 мм, к нагнетательному —трубопровод диаметром 60 мм. Трубопроводы проложены вдоль левого лонжерона автомобиля и выведены в хвостовую часть агрегата. На приемной линии насоса
178
Эксплуатация смесительных машин
Главное назначение смесительной" машины — приготовление
тампонажных растворов с заданными параметрами: плотностью и.
подвижностью. Цементосмесительные машины, как правило, работают в паре с цементировочными агрегатами, насосы которых
подают воду на гидросмесительное устройство и откачивают приготовленный раствор.
Чтобы грамотно эксплуатировать смесительную машину и получать растворы с заданными параметрами из различных тампонажных материалов, необходимо ясно представлять принцип работы гидровакуумного смесительного устройства, которыми оборудованы все типы отечественных смесителей.
Принцип работы гидровакуумного смесителя. Гидросмесители, нашедшие широкое применение на промыслах Советского Союза, относятся к струйным аппаратам для гидротранспорта. Принципиальная схема струйного аппарата для гидротранспорта показана на рис. 8.38. Основные элементы аппарата: рабочее сопло,
приемная камера, камера смешивания, диффузор и транспортный
трубопровод.
В конструкциях гидросмесителей для приготовления тампонажных растворов диффузоров обычно не применяют.
Режим работы струйного аппарата зависит от скорости потока. Рабочий поток (жидкость затворения), выходя из сопла в приемную камеру струйного аппарата с высокой скоростью, увлекает
за собой инжектируемые материалы (цемент). Высоконапорнаяструя создается источником высокого давления (например, водяным насосом). Происходит смешивание двух потоков и обмен энергией между ними, в результате чего образуется смешанный поток..
Как правило, в струйных аппаратах потенциальная энергия рабочего потока преобразуется в кинетическую энергию, которая12*
17»
Практика цементирования показывает, что технология приготовления растворов из различных тампонажных материалов неодинакова. Существенное влияние на качество раствора оказывают тип применяемой смеси, ее влажность, сыпучесть и некоторые
другие факторы. Многообразие тампонажных смесей требует правильного выбора геометрических размеров аппарата (выбор диаметра сопла) и применения конкретных технологических режимов
затворения (выбор давления рабочей струи и скорости разгрузки
цемента).
Выбор оптимального режима работы цементировочного оборудования— одно из важнейших условий приготовления растворов
высокого качества.
Чтобы знать, как регулировать работу смесительного устройства, рассмотрим его работу.
Коэффициент инжекции для смесительного устройства определяется по формуле
a=GH/G,>.
(8.9)
Рис. 8.38. Принципиальная схема струйного смесительного аппарата:
t\. /i. h. It — соответственно площадь поперечного сечения сопла, воронки, смесительной
камеры к транспортного трубопровода; vt, v3, vit v< — скорость истечения соответственно
жидкости затворения, сухого материала, скорость смешения компонентов и транспортирования готовой смеси: Pi—давление жидкости затворенвя в соиле; Pi — вакуумное давление в приемной воролкс; р 3 — давление li транспортном трубопроводе; р^ — гидродинамическое давление (давление смешения компонентов)
частично передается цементному потоку (увлеченный поток называется инжектируемым). При протекании в струйном аппарате
происходит выравнивание скоростей смешиваемых потоков и обратное преобразование кинетической энергии смешанного потока
в потенциальную энергию.
Рабочий и инжектируемый потоки поступают в камеру смешения, где происходит выравнивание скоростей, сопровождающееся, как правило, повышением давления. Из камеры смешения поток поступает в транспортный трубопровод, где давление
вновь возрастает. Давление смешанного потока на выходе из камеры смешения выше давления инжектируемого потока, поступающего в приемную камеру.
Повышение давления инжектируемого потока без непосредственной затраты механической энергии — основной принцип работы
струйных аппаратов.
По принципу работы гидросмеситель аналогичен струйным аппаратам для гидравлического транспорта, однако при выборе режима работы смесительного устройства следует учитывать качество перемешивания жидкости затворения и тампонажного материала, а также скорость приготовления раствора. При этом качество приготовляемого раствора оценивается такими показателями, как плотность и растекаемость, которые находятся в прямой
зависимости от режима работы аппарата.
180
Количество сыпучего материала, истекающего из бункера смесителя, определяется по формуле Л. М. Липатова
О„=ЙДВ«,
(8.10)
где Dn — диаметр выпускного отверстия бункера, м; k и п — константы.
Величина k зависит от режима работы бункера и вида сыпучего материала и определяется как
*=/(ркр, Ц, ц', Pi, pll, z'),
(8.11)
где ркр — средняя критическая плотность смеси, кг/м 3 ; ц, ц,'— коэффициенты соответственно внутреннего трения сыпучего материала и трения между стенками емкости и сыпучим материалом;
Рг и ри—"псевдодавления соответственно в бункере и под сыпучим материалом, МПа; г' — высота аэрированного слоя сыпучего
материала, м.
Как видно из выражения (8.11), расход сыпучего материала
зависит от режима работы системы бункер—смесительное устройство, т. е. от давления в слое сыпучего материала, находящегося в зоне расположения шнеков бункера и горшка смесителя
(Pi и р п ) .
Если диаметр цилиндра (бункера) Da^3Ds, то расход сыпучего материала определяется выражением
(8.12)
где Ft — площадь сечения выпускного отверстия бункера, м 2 ;
g — ускорение свободного падения, м/с 2 .
Когда высота аэрированного слоя (z') не более 3/?ц, величина
Pi не зависит от высоты г'. При pi=const решающую роль начинает играть рц, которое зависит от разрежения в смесительной
камере. Следовательно, коэффициент инжекции сухих тампонаж181
ных смесей при определенных
условиях начинает Зависеть только от режима работы смесительного устройства.
Были определены величина
разрежения в приемной камере
гидросмесителя от применяемой
насадки и давление нагнетания
жидкости затворения (рис. 8.39).
Как видно из рис. 8.39, макси-цм
мальное разрежение в приемной
камере серийных смесительных
устройств при полной герметиза-о,ог
ции узлов соединения для всех
испытанных диаметров насадок
достигается при давлении нагнетания 4,5—6 МПа, большее разрежение при одном и ток же
Рис. 8.39. Зависимость
величины
давлении — при увеличении диаразрежения в смесительной камере
метра насадки.
от давления нагнетания жидкости
затворения и диаметра насадки.
Таким образом, при приготовДиаметр наездкн, мм: /—10; 5—12; 3—14;
лении тампонажных растворов
4—16
режим работы
смесительного
агрегата можно регулировать, изменяя: диаметр сопла (насадки)
смесительного устройства при постоянном диаметре выкидной
трубы, скорость подачи сухого материала в воронку смесителя,
скорость (давление) рабочего потока.
Промысловая практика эксплуатации смесительных машин позволила выработать оптимальные режимы приготовления растворов
из различных тампонажных материалов (табл. 8.6).
Т а б л и ц а 8.6
растворов
Оптимальный режим приготовления тампонажных
Плотность, кг/м э
Тампонажный материал
Облегченный
Нормальный
Утяжеленный
Тампонажный материал
Облегченный
Нормальный
Утяжеленный
сухого материала
приготовляемого
раствора
2650—2810
2900—3150
3450—3600
1450—1600
1810—1S60
2050—2250
Диаметр насадки
в смеентельном
устройстве, мм
Давление нагнетания
жидкости, МПа
14-16-18
12—14
10—12
1,2—1,5
1,5—2,5
1,5—3,5
Водосмесеное
отношение
0,9—1,1
0,45—0,5
0,31—0,35
Включения» передача
11
II—Ш
II—III
Приведенные в табл. 8.6 режимы работы смесительных машин
позволяют приготовлять высокостабильные растворы из цементов различных типов. Однако указанные режимы условны и могут изменяться в зависимости от технологических приемов и схем
приготовления растворов. Так, в тампонажной конторе объединения «Краснодарнефтегаз» разработана замкнутая технология приготовления раствора, которая заключается в том, что приготовляемый смесительной машиной раствор из выкидной трубы гидросмесителя, минуя цементный бачок, по транспортному трубопроводу подается непосредственно в осреднительную емкость на
высоту 2,5—3 м, а оттуда агрегатами откачивается в скважину.
При такой технологии гидросмесительное устройство работает и
как струйный аппарат, транспортируя приготовляемый раствор на
определенное расстояние. В этих условиях процесс приготовления
раствора ведется при повышенных давлениях затворения—до 8—
10 МПа.
Подготовка и эксплуатация смесительной машины. Цементосмесительную машину на складе с помощью загрузочного шнека
или через пневморукав загружают цементом в количестве 6—9 т
и направляют на бурбвую.
На месте работы машину устанавливают на домкраты, проверяют ее горизонтальность, монтируют загрузочный шнек, линии
для подачи воды и смесительное устройство.
Монтаж загрузочного шнека заключается в подъеме лебедкой-укосиной его головки над кузовом, присоединении карданного
вала к приводу, направляющего рукава к верхней головке
и воронки с сеткой к нижней части шнека. Все соединения осуществляются простейшими инструментами. После установки шнека
механизмы опробуют на холостом ходу.
При загрузке бункера цементом двигатель машины должен
работать с частотой вращения порядка 1400—1600 об/мин на
V скорости. По окончании загрузки шнек полностью освобождают
от цемента, демонтируют и укладывают в кузов автомашины.
После этого устанавливают смесительное устройство, присоединяют его к воронке, трубопроводам, компенсатору и водяному
(цементировочному) насосу цементировочного агрегата. Трубопроводы для подвода воды к смесительной машине монтируют
при помощи быстросъемных соединений. Затем включают водяной
насос цементировочного агрегата, проверяют водонапорную линию, устанавливают напорную трубу и подбирают сопло (насадку). Выбор сопла зависит от числа агрегатов, отбирающих цементный раствор, условий закачивания раствора (без давления
или под давлением), а также от применяемого тампонажного материала. Если раствор- отбирают два агрегата и для цементирования используют чистый цемент или цемент с бентонитовой глиной,
то устанавливают сопло диаметром 14—18 мм, если же применяют утяжеленный тампонажный цемент и должны получить как
можно большую плотность раствора, то рекомендуется применять
сопло самогомалого диаметра — 10—12 мм. Заканчивается под183
готовка машины к работе установкой приемного ящика под напорную трубу.
Плотность раствора регулируют в период выдачи первых его
порций, открывая кран на обводной линии смесительного устройства или меняя подачу цемента шнеками изменением частоты
вращения двигателя. Колебания плотности раствора не должны
превышать ±200 кг/м 3 .
Во время затворения растворов водитель находится в кабинете автомашины, а рабочий обслуживает машину и смесительное
устройство.
По сигналу «пуск» включают подачу воды в смеситель. По
достижении заданного давления в компенсаторе рабочий открывает задвижку перед смесительным устройством и подает команду
водителю о включении шнеков. Водитель включает двигатель и
доводит частоту его вращения до заданной. Начинать работу необходимо на I скорости, постепенно (но без задержек) доводя
частоту вращения шнеков до заданной. В силу специфики работы гидровакуумного смесительного устройства частоту вращения шнеков необходимо поддерживать такой, чтобы весь сухой
материал, поступающий а смесительное устройство, уносился через сбросный ствол, т. е. чтобы нигде не происходило запрессовки
и был получен раствор заданной плотности.
В том случае, если при выбранном диаметре насадки, давлении жидкости затворения и поддержания заданного уровня цемента в воронке гидросмесителя не удается получить заданную плотность раствора, в первую очередь необходимо повысить давление
жидкости затворения и в соответствии с новым давлением отрегулировать уровень цемента, поступающего из бункера в воронку
гидросмесителя.
Нужно помнить, что повышение давления жидкости затворения приводит к увеличению скорости движения струи, а следовательно, и разрежения в смесительном устройстве, что позволяет
увеличивать до определенного предела плотность раствора.
С увеличением частоты вращения шнеков повышается плотность раствора только при достаточном давлении жидкости и нормальной работе смесительного устройства.
При нарушении режимов в гидравлической части машины повышение частоты вращения приводит к уплотнению цемента и к
аварии (разрыв шнеков гидросмесителя).
Перед окончанием работы, когда в бункере остается 0,5—I т
цемента, водитель увеличивает частоту вращения шнеков примерно на 10—15%, для того чтобы сохранить нормальную плотность
раствора.
В процессе работы необходимо строго следить за подачей воды в смеситель. В случае прекращения ее поступления или падения давления ниже 0,8 МПа следует немедленно выключить шнеки и закрыть задвижку перед смесителем.
Перед повторным пуском машины необходимо проверить приемную воронку и горшок смесителя и при наличии в них уплот184
••*'<•'
яенного цемента удалить его. При выходе из строя одного из
шнеков затворение раствора можно продолжать, включив при этом
большую скорость (увеличив частоту вращения двигателя).
При засорении насадку смесителя можно заменить в течение
нескольких секунд.
Засорение насадки сопровождается резким снижением плотности раствора, уплотнением цемента в приемной воронке и смесителе и сбросом основного количества воды через предохранительный клапан регулятора давления.
Плотность цементного раствора может понижаться в случае
попадания в горшок смесительного устройства крупных кусков
схватившегося цемента или других посторонних предметов. Это
возможно при отсутствии сетки на верхнем люке бункера машины
и недостаточно тщательной подготовке машины к работе.
При попадании крупных кусков цемента в смеситель необходимо остановить работу машины и прекратить подачу воды, снять
смесительный горшок, удалить куски схватившегося цемента и
снова пустить машину в работу. По окончании затворения раствора шнеки останавливают, открывают передний смотровой люк
смесительной воронки и вручную зачищают воронку от остатков
цемента. Затем машину переводят в транспортное состояние:
отключают шланги, отсоединяют смесительное устройство и т. д.
После очистки от порошковых материалов все вспомогательные
устройства укладывают в кузов и машину направляют на базу
или на другое место работы. Оставлять цемент в бункере машины
не рекомендуется. В случае длительных перерывов в работе машины (более трех суток) перед загрузкой необходимо тщательно
очистить бункер от остатков цемента.
Кроме описанного цементировочного оборудования, в Советском Союзе разработан специальный комплект оборудования для
районов Западной Сибири и Крайнего Севера. Создание агрегатов для труднодоступных районов свелось по существу к разработке оборудования, монтируемого на базе снегоболотоходов,
обеспечивающих его доставку на нефтяные скважины. В комплект оборудования входят: цементировочный агрегат 5ЦА-320,
два цементовоза СМР-20, герметичный контейнер для перевозки
сухого цемента КП-6 и смесительный блок БВ-15. Каждый агрегат выполнен в виде единого автономного блока массой не более
8000 кг, приспособленного для транспортирования трактором, тягачом или на внешней подвеске вертолета МИ-6.
§ 33. УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Цементировочные головки
Цементировочные головки являются оснасткой обсадных колонн и предназначены для герметизации верхнего конца обсадной
колонны в процессе ее промывки и цементирования. Присоединительные размеры цементировочных головок соответствуют присоединительным размерам обсадных колонн.
185
До 1971 г. действовала нормаль Миннефтепрома, в которой
были предусмотрены цементировочные головки типов ГЦК и Г Ц З .
Основные технические данные головок приведены в табл. 8.7.
ловки ниже заливочных патрубков разделительную пробку, промыть трубопроводы и шланги от остатков цементного раствора,
завинтить крышку и продолжить цементирование.
Головка ГЦЗ (рис. 8.40,6) конструктивно отличается от головки ГЦК тем, что позволяет перед цементированием предварительно в корпусе установить разделительную пробку.
Цементировочная головка типа ГУЦ представлена на рис. 8.41.
Низ корпуса головки имеет конусную резьбу под обсадную трубу диаметром 168 мм. В комплект головки входит переводник,
позволяющий проводить обвязку с колоннами диаметрами 148 и
141 мм.
Цементировочная головка типа ГУЦ состоит из корпуса 3
с четырьмя нижними 2 и одним верхним 9 боковыми отводами.
Верхний отвод оборудуется пробковым краном 10 с условным диаметром проходного отверстия 24 см, остальные отводы — пробковыми угловыми трехходовыми кранами 1 типа 2К.УТ с условным
диаметром проходного отверстия 40 мм. Угловые краны позволяют
промывать нагнетательные линии от остатков цементного раство-
Т а б л и ц а 8.7 Основные технические данные цементировочных
головок
Габариты, мм
Давление, МПа
Пкфр Головин
ЦГЗ-146
ЦГЗ-168
ЦГЗ-194
ЦГЗ-219
ГЦК-245
ГЦК-273
ГЦК-29Э
ГЦК-325
ГЦК-351
ГЦК-377
ГЦК-426
рабочее
опрессовкн
D
» i
12,5
12,5
12,5
12,5
10
8
8
6,4
6,4
6,4
5
19
19
19
19
15
12
12
9,6
9,6
9,6
7,5
190
220
250
280
300
325
.55
380.
400
430
480
166
188
216
243
226
289
320
341
367
392
443
Масса,
и
L
825
936
845
885
560
620
620
660
665
685
685
496
518
545
573
366
389
420
441
467
492
543
60
70
90
118
77
93
114
120
125
138
157
Головка ГЦК (рис. 8.40,в) состоит из корпуса /, имеющего
в нижней части конусную резьбу для ввинчивания в муфту обсадной колонны, а в верхней части — резьбу для навинчивания
крышки 5. На корпусе имеются два патрубка 2 для присоединения напорных трубопроводов цементировочных агрегатов. В крышке головки в центре находится отверстие с трубной резьбой диаметром 51 мм под ниппель тройника.
При цементировании после закачки в колонну цементного раствора необходимо отвинтить крышку 3, опустить в корпус го-
Рис. 8.40. Цементировочная головка:
/ — корпус; 2 •— патрубок; 3 — крышка; 4 — рым монтажный; 5— прокладка; 6 — корпус
сальника; 7 —• сальниновая набивка; S — у плотни тельное кольцо; 9 — нажимная гайка;
10 — стопор; 11, 12, 14 — ниппели; 13 — пробковый трекяодовой кран
186
Рис. 8.41. Головка цементировочная типа ГУЦ
1
187
pa без разбора линии. Верхний отвод служит для продавки разделительной пробки после закачивания цементного раствора.
На крышке 4 смонтирован тройник, к которому подсоединяют
трехходовой кран 6 и манометр 5, Манометр имеет разделительное устройство 7 для сглаживания пульсации стрелки при неравномерном прокачивании продавочной жидкости.
Крышку с тройником устанавливают на корпус головки и затягивают нажимной гайкой 8. Уплотнение между крышкой и корпусом головки достигается резиновыми нефтестойкими кольцами — уплотнителями.
Конструкция головки позволяет перед началом цементирования колонны вставлять в корпус разделительную цементировочную пробку 12. Цементировочная пробка универсальная, резиновая, самоуплотняющаяся, армированная, невсплывающая. В корпусе головки ее удерживают два стопорных винта //.
Технические данные головок типа ГУЦ приведены в табл. 8.8.
Все рассмотренные цементировочные головки не позволяют расхаживать обсадные колонны в процессе цементирования. В то же
время для повышения качества цементирования (для полного замещения бурового раствора тампонажным и равномерного его расположения вокруг колонны) желательно в процессе
цементирования колонну расхаживать.
Т а б л и ц а 8.8
Условное обозначение
головки
ГУЦ140-168Х400
ГУЦ140-168Х400
Технические данные головок ГУЦ
Габариты, мм
Диаметр
колонны,
мм
L
40
140
40
168
140
Рабочее
давление,
МПа
|
Масса, кг
В
11
1148
1148
875
305
1930
1930
875
478
168
ГУЩ78-194Х320
32
178
194
ПВО
1190
935
325
ГУЦ219-245X320
32
219
245
1225
1225
970
365
ГУЦ273-299Х250
25
273
299
1270
1270
1060
375
ГУЦ324-340ХЮ0
10
324
.340
1320
1320
1100
410
Для этих целей ВНИИБТ разработал цементировочную головку ГЦР-146 (рис. 8.42,а). Цементировочная головка состоит
из корпуса /, в котором устанавливается разделительная пробка,
удерживаемая стопорными винтами 13. Низ корпуса заканчивается резьбой для соединения с обсадной колонной, а верх закрывается стаканом 4 с уплотнительными кольцами 2. К верхнему
18в
г
Рнс. 8.42. Цементировочные головки для цементирования скважин с расхджи-.
ванием и вращением обсадных колонн:
а — конструкции ВНИИБТ; 6 — конструкции треста «Туймазабурнефть»: / — гайка; 2 —
патрубок; 3 — крышка; 4 — корпус; 5— штифтовые устройства: 6 —нажимной стакан; 7 —
контргайка; 8 — проушина
торцу стакана приварена крестовина 5 и втулка 6. Втулка является направлением для штока 10 с тарелкой 9. Тарелка прижимается к переводнику 8 пружиной 7 и перекрывает отверстие в шш
при закачке цементного раствора. Корпус 1 соединяется переводником 8 посредством патрубка 3. Цементировочная головка имеет
две обводные линии 14, линию // для выталкивания разделительной пробки и отвод 12 для соединения с агрегатами.
Головка ГЦР-146 устанавливается на последней трубе колонны
после спуска, К верхней части головки присоединяют ведущую
трубу или вертлюг, соединенные с талевой системой и буровым
рукавом высокого давления. Колонну расхаживают талевой системой. Высота расхаживания колонны с применением этой головки ограничивается техническими возможностями буровой и
технологическими требованиями по очистке скважины от глинистой корки.
На рис. 8.42,6 представлена цементировочная головка треста
«Туймазабурнефть», позволяющая проводить цементирование с
расхаживанием и одновременным вращением обсадной колонны.
В настоящее время во ВНИИКРнефти разработан комплект
оборудования для расхаживания обсадных колонн в процессе цементирования. В этот комплект входят цементировочная головка
ГЦР-146-1 и стоя с подвижными звеньями типа ЦСтП (рис. 8.43).
Технология цементирования с расхаживанием предусматривает,
чтобы обсадная колонна в интервале перекрытия тампонажным
189
Рис. 8.43. Стояк с подвижными звеньями ЦСтП:
/ — подставка; 2 — стояк; 3 — хомут; 4—колено шарнирное; 5 ••подвижное звено; 6 — быстросвинчивающееся соединение; 7 — угольпик шарнирный
трубой 1 осуществляют зажимной гайкой 2. При использовании
этой головки можно расхаживать насосно-компрессорные трубы в
процессе установки мостов.
На рис. 8.44,6 показана цементировочная головка для установки мостов под давлением. Конструкция этой головки позволяет разъединить ее элементы в течение 0,5—1 мин, что очень
важно при установке мостов на больших глубинах.
Станция контроля и управления процессом
цементирования скважин
Рис. 8.44. Цементировочные
[оловки для ремонтных работ:
а — цементировочная голоака конструкции ГрозНИИ: / — насосиокомпрессорная
труба;
2 — гайка
зажимная; 3—сальник; 4— кольцо
сальника; 5—ниппель; 6 — корпус;
б — цементировочная головка для
установки цементных мостов: / —
переводник; 2 — гайка зажимная;
?
ниппель; 4 — корпус; 5 — фланец
Для контроля и регистрации параметров тампонажного раствора и режимов его нагнетания в скважину применяют станцию
контроля цементирования СКЦ-2М. В состав станции входят
самоходная лаборатория и самоходный блок манифольда
1БМ-700.
Самоходная лаборатория (рис. 8.45) смонтирована в кузове
автомобиля КАВЗ, в салоне которого размещена вторичная и
вспомогательная аппаратура. С помощью приборов станции осуществляется контроль и регистрация плотности закачиваемой в
скважину жидкости, давления нагнетания, мгновенного расхода
и суммарного объема закачанной в скважину жидкости.
Плотность раствора измеряется радиоактивным плотномером
ПЖР-2М. Принцип действия плотномера основан на явлении поглощения пучка гамма-излучения при прохождении слоя жидко-
ошо%
Укматель - регистратор
раствором оборудовалась центраторами, скребками и турбулизаторами. Такое комплексное решение позволяет получить максимальный эффект от применяемых мероприятий.
Рассмотренные конструкции головок позволяют соединять насосы только с трубным пространством. При ремонтных работах
часто требуется закачивать жидкость попеременно в трубное и
затрубное пространство. Поэтому при освоении и капитальном
ремонте скважин необходимы специальные головки.
На рис. 8.44,а показана цементировочная головка конструкции ГрозНИИ. Ее корпус посажен на установочный фланец.
В корпусе имеются подсоединительные патрубки 5 для обвязки
нагнетательной линии агрегатов. Выше • патрубков на буртике
внутренней части корпуса устанавливают кольцо сальника 4 с
уплотнителем 3. Уплотнение сальника с насосно-компрессорной
190
5
S
Счетчик pacxoia
7
г 9
Рис. S.45. Принципиальная схема станции СКЦ-2М:
/ - и с т о ч н и к радиоактивного излучения; 2 - у ч а с т о к трубопровода с датчиком плотности;
3 — вращающийся барабан приемных счетчиков; 4, 21 - элементы сравнения; 5, 23 - усилители; 6, 26 — серводвигатели; 7. 15, 25— сельенн-датчига; S — круговой компенсационный клян; S — малый компенсационный источник радиоактивного излучения; 10— разделитель; /; — регулирующий дроссель; 12 — следящий сельски плотномера; IS — гелнксная
пружина; 14 — следящий сельсин манометра; 16 — следящий сельсин расходомера; 17 — отметчик расхода; 18 — двухпоэиционная муфта-двнгатель; 19 — датчик расхода; 20— система питания цегги обратной связи автокомпенсатора; 21 — электрод; и — преобразователь27 — орган введения обратной связи
г
г
191
ста. Интенсивность поглощения этих лучей меняется в зависимости от плотности жидкости.
Расход электропроводных жидкостей измеряют индукционным
расходомером, принцип действия которого основан на законе
электромагнитной индукции.
Давление измеряют пружинно-поршневым манометром ДД-23,
вмонтированном в приборную линию блока манифольда.
Техническая характеристика СКД-2М
Скорость
перемещения
Диапазон измерения:
давления, МПа . . . .
мгновенного расхода,
л/с
плотности, г. см 8 . . .
Емкость счетчика, м'
Основная
приведенная
погрешность измерения,
У», не более:
давления
мгновенного расхода
суммарного
расхода
(отно ительная погрешность)
плотности (от диапазона измерения 1 г см*)
О—40
5—100
1,0—2,0
999
±2,5
±2,5
+2,5
+4,0
диаграмм указателя-регистратора, мм/ч
600
Питание
От сетн пере.
иеняого тока
ионного
источника
напряжение,
В . . . . 220+ I0»/i
частота, Гц
50+4%
Потребляемая мощность.
Вт
. . .'
800
Габариты лаборатории, мм:
6370
2380
2925
4600
Масса лаборатории, кг
Самоходный блок манифольда 1БМ-700 (рис. 8,46) предназначен для обвязки насосных агрегатов с устьем, скважины при
цементировании нефтяных и газовых скважин и гидравлическом
разрыве пластов, а также для раздачи продавочной жидкости аг •
регатам при цементировании.
Техническая характеристика блока манифольда 1БМ-700
Напорный коллектор
Максимальное рабогее давление, МПа
70
Условный внутренний диаметр,
мм
100
Число подсоединяемых линий
{от агрегатов)
6
Число линий, отводимых к устью
скважины
2
Условный диаметр проходного
сечения трубопроводов, мм . . 50
Раздающий коллектор
Максимальное рабочее давление, МПа
2,5
Услоь-ный
внутренний
диа100
метр, мм .
Число подсоединяемых линий . .
Условный внутренний диаметр
подсоединяемых
трубопроводов, мм
10
50
Разборный трубопровод
Число труб
Общая длина трубопровода, м
Условный
внутренний
диаметр, мм
Число шарнирных колен для
соединения труб
, .
Габариты, мм:
длина
ширина
высота
Масса (с полной заправкой,
включая массу
двух человек), кг
23
80
50
16
7690
2500
2895
ill
8440
О и Р.
я
• I
Блок манифольда 1БМ-700 смонтирован на шасси автомобиля
ЗИЛ-131, па котором размещены напорный и раздающий коллекторы, разборный трубопровод и комплект датчиков.
192
*
i |
6.-8
13-5080
Напорный коллектор состоит из клапанной коробки с шестью
отводами для подсоединения напорных трубопроводов агрегатов.
и центрального трубопровода с условным внутренним диаметром
100 мм;, на котором смонтированы датчики СКЦ- Отводы оборудованы обратными клапанами, позволяющими, не прерывая процесса, автоматически запирать напорную линию цементировочного агрегата при снижении в ней давления.
Центральный трубопровод заканчивается тройником, к одному
из отводов которого подсоединен предохранительный клапан, отрегулированный на 70 МПа, а к двум другим — линии для обвязки со скважинной арматурой. На каждой из последних линий
установлен пробковый кран высокого давления, который позволяет отключать каждую линию из технологического процесса.
Раздаточный коллектор служит для распределения рабочей
жидкости агрегата и рассчитан на рабочее давление 2,5 МПа. Он
представляет собой трубу с условным внутренним диаметром
100 мм, к которой приварены 10 ниппелей. На каждом ниппеле
имеется пробковый кран с ввинченным в него уплотнительным
конусом для подсоединения разборного трубопровода. Наличие в
комплекте блока «вилок» позволяет увеличить число приемных линий соответственно с 6 до 10 или с 10 до 14.
На монтажной раме блока манифольда размещены разборный
трубопровод, предназначенный для соединения блока с устьем
скважины и подвода рабочей жидкости к распределительному коллектору, четыре вилки, четыре переводника и резиновый шланг
длиной 10 м с условным диаметром проходного отверстия 50 мм.
Для погрузки и выгрузки различных приспособлений и арматуры, которая обычно переводится на площадке рамы блока манифольда, предусмотрена поворотная стрела грузоподъемностью
400 кг.
Блок манифольда упрощает обвязку агрегатов со скважиной,
улучшает условия работы агрегатов и предохраняет напорные линии от разрыва.
Контрольные вопросы
1. Какие требования предъявляются к цементировочному оборудованию?
2. Каине насосы Вам известны? Поясните устройство поршневых и плунжерных насосов и принцип их действия.
3. Каков принцип работы гидромешалки?
4. Опишите последовательность приготовления тампонажного раствора.
5. Каковы отличительные особенности смесительных агрегатов типа СМ и АС?
6. Какие конструкции цементировочных головок Ван известны?
7. Назовите конструктивные различия цементировочных головок и головок
для ремонта скважин.
Глава 9
ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН
Под технологией (от греч. techne — мастерство, умение и . . .
...логия — «наука») цементирования скважин следует понимать
совокупность методов и приемов по замещению бурового раство194
ра тампонажным в заколонном пространстве, осуществляемых с
целью обеспечения изоляции вскрытых пластов.
Технологический процесс цементирования включает работы по
приготовлению тампонажного раствора и транспортированию его
в затрубное пространство на заданных режимах и определяется
геологическими, технико-технологическими и субъективными факторами. Большинство технико-технологических факторов управляемо. Геологические факторы необходимо тщательно изучить и
при разработке технологических режимов обязательно их учитывать.
Успех процесса цементирования во многом зависит от состояния и подготовленности ствола скважины, качества бурового и
тампонажного растворов, технического состояния оборудования, а
также от организации труда при подготовке и проведении операции. Ограниченные сроки проведения процесса по приготовлению
и транспортированию в затрубное пространство значительных объемов тампонажного раствора, одновременная работа большого количества техники и рабочей силы требуют слаженности и четкости действий членов тампонажной бригады во всех звеньях технологической цепи.
Известно, что процесс цементирования состоит из ряда последовательных операций: приготовление тампонажного раствора с
заданными параметрами, закачивание его в колонну труб и продавливание в затрубное пространство скважины. Наиболее сложная и трудоемкая операция — приготовление раствора. Для безаварийного проведения процесса цементирования скважин следует уделять весьма серьезное внимание организации этого процесса.
§ 34. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
СКВАЖИН
Организационно-технические мероприятия по цементированию *
скважин включают следующие этапы работ:
1) разработка индивидуального плана работ по цементированию скважины;
2) выбор и подготовка площадки для расстановки цементировочного оборудования;
3) размещение цементировочных агрегатов, смесительных машин н другого оборудования на рабочей площадке у буровой; •
4) загрузка, перегрузка или догрузка смесительных машин цементом;
5) монтаж обвязки нагнетательных ланий манифольда, обвязка цементировочных агрегатов с цементосмесительными машинами, опрессовка линий;
6) заготовка буферной жидкости, жидкости затворения, распределение химических реагентов а тщательное их перемешивакис;
195
7) приготовление тампонажного раствора, закачивание и продавливание его в заколонное пространство скважины;
8) посадка разделительной пробки на стоп-кольцо и заключительные работы.
Подготовка к проведению цементировочных работ начинается
с момента поступления заявки от бурового предприятия в тампонажную контору. В заявке заказчик указывает диаметр и глубину спуска колонны, диаметр скважины, забойную температуру,
давление и параметры бурового раствора, а также состояние и поведение скважины (поглощение или проявление, наличие и тип
солей в растворе и т. п.).
По данным заявки разрабатывают индивидуальный план на
проведение цементировочных работ. Выбирают тампонажный материал, рассчитывают его объем и время проведения цементирования. С учетом забойных условий подбирают рецептуру тампонажного раствора в консистометре на время загустевания (или в автоклаве на сроки схватывания). В плане приводят схему расстановки и обвязки цементировочного оборудования у буровой и в
соответствии с принятой схемой указывают количество агрегатов,
смесительных машин и другого оборудования, которое будет участвовать в операции. В плане указывают объем продавочной жидкости и жидкости затворения, количество и тип химических реагентов, а также технологические режимы проведения процесса:
скорость замещения бурового раствора цементным и допустимые
рабочие давления. План согласовывается с заказчиком.
Выделенные для цементирования агрегаты должны прибыть
на буровую за 2-3 ч до начала цементировочных работ. Если цемент подают в цементосмесителях, то они прибывают вместе с агрегатами; если же цемент завезен предварительно, то смесительные машины прибывают на место работ несколько раньше для заполнения их цементом.
На буровой агрегаты и цементосмесительные машины расстанавливаются и обвязываются с устьем скважины согласно предварительно разработанной схеме.
Т и п о в ы е с х е м ы о б в я з к и ц е м е н т и р о в о ч н о г о обор у д о в а н и я . Разработка рациональной схемы расстановки цементировочного оборудования — сложная инженерная задача, решение которой обусловливается наличием свободной площадки
у буровой, количеством и качеством тампонажного материала, наличием цементировочного оборудования и состоянием скважины.
Удачное или неудачное взаимное расположение цементировочного
оборудования во многом предопределяет затраты времени на подготовительно-заключительные работы и проведение операции приготовления и продавки тампонажного раствора в заколонное пространство скважины.
В различных нефтегазовых районах страны разработаны «местные» схемы расстановки цементировочного оборудования, учитывающие специфические особенности данного района. Однако общее во всех схемах — то, что они позволяют в значительной мере
196
Рис. Я9,1.
Типовые
схемы
расстановки цементировочного оборудования:
Ц < Ш е
Т Н р
В а 1 М Я
ко
'
«^т^ „
"
5
"Дукторов и неглубоких промежуточных колонн, в - д л я це.
копирования еглубоких
скважин, в - для цемеитарованхя с применевкк Суровых насия а г я р г ^ ™ " « м е »™Р<> в ?ния с применением осредкительной емкости; 1 - скважина: 2 нагнетательная
линия; 3- цементировочный агрегат; 4 - с м е с и т е л ь ; 5 - приемный грубо.
Р
1г 4 м 7пТ а £ р е г а т ' У« с т а УЮЩ«1 в продавце разделительной пробки; 7 - б л о к манифольда 1БМ-700; S — осреднигельная емкость; S —эаласвой смеснгель; 10 — буровые насосы
сократить время и средства на проведение конкретных операций
а также облегчить труд операторов. На рис. 9.1 приведены типовые схемы расстановки машин. Принципиальное различие их заключается в числе применяемых агрегатов и смесительных машин.
В тех районах, где цементируют неглубокие скважины и на
нагнетательной линии наблюдаются небольшие рабочие давления,
возле смесительных машин устанавливают до одному агрегату
(рис. 9.1,а). В Советском Союзе при цементировании скважин
возле смесительной машины устанавливают в основном по два агрегата (рис. 9.1,6, в). Такая схема обвязки машин более надежна,
так как выход из строя одного агрегата не повлияет на исход
операции.
В приведенных схемах приготовляемый цементосмесительными
машинами раствор откачивается агрегатами прямо в скважину.
Как показал анализ, качество приготовляемого смесительными
машинами раствора низкое — наблюдаются значительные колебания плотности, что отрицательно сказывается на качестве крепи.
Необходимость улучшения качества тампонажных растворов
потребовала от производственников изыскивать пути совершенствования процесса их приготовления. В последнее время для приготовления однородного по свойствам раствора стали широко применять осреднительные емкости. На рис. 9.1,г приведена схема
оовязкй агрегатов с .использованием осреднительной емкости.
197
Наличие осреднительной емкости требует дополнительно агрегатов для откачивания раствора из емкости в скважину. В то же
время применение осреднительной емкости позволяет оставить
возле смесительной машины по одному агрегату, потому что они
откачивают раствор на сброс в осреднитель и в нагнетательных линиях отсутствует рабочее давление. При этом надежность операции не снижается, так как в случае выхода из строя агрегата,
стоящего на затворении цемента, процесс не останавливается (в
осреднителе имеется некоторый объем раствора), поэтому есть
время на замену сломавшегося агрегата.
Приведенные схемы в основном удовлетворяют требованиям
производства в случае использования цементов, цементно- и шлакопесчаных смесей. При использовании облегченных тампонажных
растворов число агрегатов резко возрастает, так как необходимо
набирать большое количество воды, особенно в тех районах, где
потребности в ней в течение короткого времени не могут быть
удовлетворены. Для таких случаев разрабатываются конкретные
разовые технологические схемы.
При цементировании скважин большим числом агрегатов в
схему обвязки включают передвижное устьевое оборудование (тележка АУ-5 или БМ-700), что позволяет облегчить и ускорить
процесс обвязки оборудования.
Р а с с т а н о в к а и о б в я з к а ц е м е н т и р о в о ч н о г о обор у д о в а н и я . При расстановке и обвязке цементировочных агрегатов и смесительных машин необходимо соблюдать следующее:
$) подъездной путь к цементосмесительным машинам должен быть
освобожден от посторонних предметов; 2) емкость с водой или
гидранты промыслового водопровода должны располагаться в непосредственной
близости
от
цементосмесительных машин;
3) между машинами должен быть свободный проход (не менее
1,5 м) для рабочих. При расстановке оборудования обязательно
учитываются квалификация рабочих и техническое состояние машин и оборудования: малоопытный экипаж ставится в паре с высококвалифицированным, новый агрегат — со старым. Это позволяет исключить аварийные ситуации и обмениваться опытом непосредственно на работе.
Если в технологической схеме предусмотрено применение передвижного блока манифольда (АУ-5 или БМ-700), то расстановка оборудования начинается с него. Блок манифольда, как правило, устанавливают в начале мостков кабиной в сторону скважины. Затем расставляют агрегаты на"возможяо близком расстоянии от блока манифольда и обвязывают их нагнетательными и
приемными линиями. Агрегаты устанавливают по возможности
горизонтально мерными емкостями в сторону буровой. Расстановку и обвязку агрегатов проводят по группам (по точкам затворения). Число точек затворения зависит как от количества цемента,
так и от допустимого мгновенного расхода. Обычно число точек
затворения не превышает четырех-пяти.
198
Каждую точку затворения комплектуют из смесительной (одной или нескольких) машины и агрегатов, участвующих в приготовлении и откачивании раствора.
В тех случаях, когда число смесительных машин превышает
число точек затворения, обвязкой должна быть предусмотрена в
одной или нескольких группах последовательность затворения
двух или нескольких смесительных машин. При этом агрегаты устанавливают так, чтобы в процессе цементирования была возможность замены отработавшего смесителя загруженным.
': После установки агрегатов и цементосмесительных машин прокладывают приемные и нагнетательные линии и приступают к приг- ему воды. Приемная линия агрегатов, участвующих в затворении
цемента, должна предусматривать возможность переключения на
прием жидкости для продавки цементного раствора.
После обвязки напорные линии опрессовывают на давление, в
•;.; 1,5 раза превышающее ожидаемое рабочее, но не выше указан:'•. ного в паспорте цементировочного агрегата. Опрессовку проводят
одним из агрегатов на пониженной скорости для избежания рез. кого повышения давления. Если в трубопроводах имеются пропуски, то после их ликвидации следует повторить опрессовку. Если созданное в обвязке нагнетательной линии давление в течение
3 мин не снижается, то обвязка считается герметичной. В процес•
се опрессовки сопоставляют показания всех манометров. Маномет'..: Р ы , показания которых отклоняются более чем на 2,5 МПа, за;;j. меняются новыми.
•.'-•
Если технология цементирования обсадной колонны предусмат;• • ривает использование буровых насосов, их обвязка также должна быть опрессована совместно с нагнетательной обвязкой агре•'.-• г а т о в .
В тех случаях, когда предусматривается расхаживание обсадной колонны в процессе вытеснения тампонажного. раствора в заколонное пространство, нагнетательную линию опрессовывают при
одновременном расхаживании колонны на расчетную высоту.
Приготовление жидкости затворения. Для проведения безаварийного процесса цементирования необходимо, чтобы составляющие компоненты тампонажного раствора, приготовляемого в промысловых условиях, соответствовали составляющим раствора, подобранного в лабораторных условиях. В этом отношении важное
значение имеет правильная дозировка химических реагентов в
жидкости затворения.
Распределение химических реагентов должно строго соответствовать дозировке, рекомендованной лабораторией анализа цемента, и ведется под непосредственным руководством инженера по
Цементированию. Химические реагенты распределяют по агрегатам следующим образом.
1. Если водный концентрированный раствор химического реагента приготовлен заранее, то с помощью одного из агрегатов его
распределяют по мерным емкостям других агрегатов в строго расчетном объеме. При этом- лучше принимать реагент в каждую
199
половину мерника. Концентрация перекачиваемого раствора должна быть такова, чтобы объем на каждую половину мерника составлял не менее 100 л — это уменьшит ошибку при определении
содержания реагента в жидкости затворения.
2. Если химический реагент представлен в сухом виде (например, КМЦ), то его распределяют по агрегатам в массовых частях
согласно рецептуре анализа. Степень растворения реагента следует проконтролировать. Для этого его растворяют в одной половине мерника с помощью цементировочного насоса. Перекачивая раствор из одной половины в другую, машинист может визуально определить степень растворения реагента по остатку на
дне пустой половины мерника. Когда реагент полностью растворится, агрегат добирает воду до расчетного объема и тщательно
перемешивает весь объем раствора.
3. В тех случаях, когда должен быть .заготовлен большой объем воды, а мерных емкостей недостает, может быть рекомендован
следующий метод. Один агрегат устанавливают у амбара с водой
для подачи ее в агрегаты, которые участвуют в затворении. Рядом
располагают агрегат, у которого в мернике заготовлен высококонцентрированный раствор замедлителя (ускорителя). Этот агрегат
подключен к нагнетательной линии первого агрегата и на малой
(расчетной) скорости подает реагент. Реагент и вода в нагнетательном трубопроводе смешиваются в заданной пропорции, и в
агрегаты поступает жидкость затворения с заданной дозировкой
химического реагента.
Такую технологию можно рекомендовать при проведении неответственных цементирований, так как здесь трудно выдержать
заданную дозировку.
Расстановка персонала и его инструктирование. Когда подготовительные, работы закончены, руководитель работ (инженер по цементированию) проводит инструктаж с машинистами, оператораМи и водителями агрегатов и смесительных машин. Перед исполнителями работ ставится общая задача, сообщаются условия проведения работ (диаметр и глубина спуска колонны, забойная температура и давление, состояние ствола скважины и обсадной колонны, оборудование низа колонны), излагается порядок работ и
приводятся конкретные цифры. При этом каждый экипаж получает определенное задание.
Для экипажей и операторов, обслуживающих смесительные
Машины, уточняют диаметр насадки, давление затворения, параметры тампонажного раствора, режимы работы дозирующих шнеков и очередность включения машин в работу.
Экипажи цементировочных агрегатов получают задание по'
объему откачиваемой (продавочной) жидкости, режиму работы
водяного насоса, рабочему давлению, создаваемому цементировочным насосом, и очередности откачивания жидкости. При инструктаже выделяют агрегаты, которые должны завершить процесс цементирования колонны. Операцию по завершению цементирования (посадки разделительной пробки на стоп-кольцо) до200
веряют опытным мотористам-водителям, так как этот процесе
требует от исполнителей высокой оперативности, четкости и внимания в работе.
Получают задание оператор станции контроля цементирования, операторы по цементированию скважин и лаборанты-коллекторы. Руководитель работ ставит всех в известность о своем местонахождении и системе сигнализации. С системой сигнализации
должны быть ознакомлены и члены буровой бригады, занятые при
цементировании.
Наблюдение за цементировочной головкой, спуск пробки и регулирование подачи раствора осуществляет оператор. В процессе
работы оператору, как правило, помогают один-два машиниста
цементировочных агрегатов, не занятых на данный момент своими
работами.
По окончании инструктажа каждый исполнитель занимает свое
рабочее место и сообщает о готовности к работе.
Процесс цементирования. Перед цементированием один из агрегатов восстанавливает циркуляцию раствора в скважине, после
чего откачивают расчетный объем буферной жидкости. Затем
приступают к затворению и закачиванию цементного раствора.
Перед затворением цементировочные насосы, которые будут участвовать в откачивании тампонажного раствора, заполняют жидкостью (водой или раствором). Для этого насосом через выкидную
линию откачивают воду (раствор) из приемного бачка, стоящего
на земле. Насос считают подготовленным к работе, если жидкость
из выкидной линии поступает полной струей. После этого насосы
отключают и напорную линию переключают на скважину.
,11о команде руководителя работ включают насосы, подающие
воду в цементосмесительные машины. Когда давление в водяной
линии достигнет заданной величины, открывают шиберную задвижку перед смесительным устройством и включают разгрузочные шнеки, постепенно доводя частоту вращения двигателя до заданной.
Конструкция вакуумно-гидравлического смесительного устройства предусматривает сменные насадки различных размеров, что
дает возможность получать необходимую подачу и задаваться параметрами раствора. Плотность раствора регулируют изменением
количества подаваемой шнеками сухой смеси, т. е. изменением частоты вращения двигателя.
Готовый раствор сбрасывают через выкидную трубу в приемный бачок. Из приемного бачка цементировочные насосы перекачивают раствор в скважину. Когда в бункере остается 0,5—1,0 т
смеси, частоту вращения двигателя увеличивают на 11)—15% с
целью сохранения требуемой плотности раствора до окончания затворения.
При запуске цементосмесительной машины, когда агрегат еще
не вышел на заданный режим, и в конце затворения, когда в бункере осталось менее 0,5 т цемента, раствор из выкидной трубы
сбрасывают на землю, так как в данные периоды цикла затворе. :
';
.
201
ния плотность раствора, как правило, занижена и в скважину
закачивать такой раствор не рекомендуется.
Подключение очередной смесительной машины и отбор раствора начинают только после поступления раствора с требуемыми
параметрами в предыдущей машине.
Одновременный запуск нескольких смесительных машин и работа многих цементировочных агрегатов в начале затворения может вызывать явление «задавливания» одного цементировочного
агрегата другим; насос цементировочного агрегата начавшего
работать с опозданием, откачивает цементный раствор хуже других насосов, а
иногда и совсем не откачивает.
Чтобы увеличить подачу насоса, нужно закрыть нагнетательный кран и прокачать раствор через выкидную линию на повышенной скорости. Когда насос полностью восстановит подачу,
открывают кран на нагнетательной линии и закрывают на выкидной.
В процессе затворения раствора периодически замеряют его
плотность. Закачиваемый в скважины раствор должен иметь параметры, рекомендованные лабораторией. Среднюю плотность цементного раствора заносят в специальную карточку. .
Контроль всех технологических операций во время процесса
цементирования осуществляет инженер по цементированию. Все
сведения поступают к нему или от машинистов и операторов, или
по приборам станции СКЦ-2М. Руководитель должен быть постоянно осведомлен о ходе работ каждого звена и каждого отдельного агрегата или смесительной машины. При появлении какихлибо сбоев или несоответствия режимов работы агрегатов руководитель немедленно принимает меры к их устранению. В любой
момент он должен знать о качестве приготовляемого раствора и
времени затворения, об объеме откачанной нродавочной жидкости и продолжительности цементирования.
В процессе операции цементирования выполняются следующие
работы.
Лаборанты контролируют плотность раствора. Из каждого цементного бачка, а при наличии осреднительной емкости, то и из
нее, подсобные рабочие через каждые 1—2 мин отбирают пробы
цементного раствора, и лаборант замеряет плотность раствора с
помощью ареометра АГ-ЗПП. Результат каждого замера сообщают оператору смесительной машины. При отклонении значений
плотности от заданной величины более чем на ± 3 0 кг/м3 оператор вносит коррективы в режим работы смесительной машины.
По знаку оператора моторист-водитель регулирует частоту вращения шнеков. Мотористы-водители цементировочных агрегатов
управляют основным двигателем, работой цементировочного насоса и вспомогательным двигателем, приводящим в действие водяной насос.
Машинисты цементировочных агрегатов находятся на платформе агрегата и следят за работой основного и водяного насосов, откачкой цементного раствора в процессе затворения и отсче-
том объема продавочной жидкости в скважину. При необходвмости перекачивают жидкость затворения другим агрегатом.
Оператор и моторист-водитель блока манифольда обеспечивают своевременное переключение кранов на блоке, контролируют
подачу воды и бурового раствора в цементировочные агрегаты,
принимают участие в монтаже и демонтаже нагнетательных линий.
Когда в бункере смесительной машины остается 0,4—0,6 т цемента, выкидную трубу отводят в сторону от приемного бачка,
чтобы последние порции цементного раствора заниженной плотности не попали в колонну и не оголили башмак.
По окончании закачивания цементного раствора в скважину
приступают к процессу продавки его в затрубное пространство.
Для этого вначале отвинчивают штопоры в цементировочной головке и разделительную пробку проталкивают начальной порцией Бродавочной жидкости одним цементировочным агрегатом на
пониженной скорости. Как правило, эту операцию проводит агрегат, не участвующий в приготовлении и откачивании цементного
раствора.
Одновременно с подготовкой и продавкой разделительной пробки нагнетательные линии промывают водой для очистки их от остатков цементного раствора. Промывку линий проводят для того,
чтобы цементный раствор не попал в колонну над разделительной
пробкой и не вызвал дополнительных работ по его разбуриванию.
Эта операция обязательна при цементировании эксплуатационных
колонн.
Работы по контролю продавки пробки и промывки линий очень
важны и ведутся под руководством старшего оператора.
Когда разделительная пробка продавлена и откачаны первые
порции продавочной жидкости, по команде включают в процесс
продавки остальные агрегаты. Процесс продавки ведется па строго заданном режиме: расчетном давлении и суммарной подаче насосов. При этом машинисты ведут точный отсчет продавочной
жидкости и результаты сообщают руководителю работ, а водители
следят за манометрами насосов. В случае резкого повышения давления немедленно отключают насос и ставят в известность об этом
руководителя работ. Последующий пуск насоса разрешается только по команде руководителя работ.
Оператор регулирует поступление раствора к агрегатам. Он
поддерживает постоянную связь с бурильщиком, который регулирует подачу продавочной жидкости буровыми насосами в приемную линию.
Цементный раствор продавливают до посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо. Для плавной се посадки
последние порции продавочной жидкости (0,5—1,0 мй) откачивают одним-двумя агрегатами на пониженных скоростях. Момент
посадки пробки характеризуется резким повышением давления на
манометре цементировочной головки.
После посадки пробки на стоц-кольцо проверяют герметичность
обратного клапана обсадной колонны. Для этого на одном из аг203
регатов плавно открывают кран на выкидной линии я сбрасывают
раствор в мерник, замеряя его объем до снижения давления в колонне до нуля. Если колонна герметична, то поступление раствора из колонны быстро прекратится. Если колонна не герметична,
поступление раствора из колонны быстро не прекратится. В этом
случае необходимо откачать обратно полученный из скважины
раствор в колонну, создать незначительное (2,0—5,0 МПа) избыточное давление и в таком состоянии оставить колонну на ОЗЦ.
По окончании цементирования закрывают краны на заливочной головке, разбирают коммуникации и скважину оставляют на
время затвердения цементного раствора. Оставшуюся продавочную жидкость агрегаты откачивают в приемные чаны буровой,
мерники агрегатов и манифольды тщательно промывают водой от
остатков растворов, агрегаты приводят в транспортное состояние
и с согласия руководителя работ они могут покинуть буровую.
Сложные операции по цементированию планируют на дневное
время суток. В аварийных случаях, когда работы проводят в ночное время, специально готовят рабочую площадку и цементировочную технику.
Процесс цементирования, тип тампонажного материала, параметры растворов отражают в учетной карточке и контрольном
листе. Эти документы обязательны при проведении работ по цементированию скважин.
§ 35. МЕТОДЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ
РАСТВОРОВ
С переходом на глубокое бурение выявились определенные отличительные особенности цементирования скважин, заключающиеся в увеличении забойных температур и давлений и высоты подъема цементного раствора, в использовании больших объемов и нескольких разновидностей тампонажных растворов с различными
физико-механическими свойствами.
Высокие забойные температуры и давления требуют четкой
организации проведения процесса цементирования с минимальной
затратой рабочего времени. Качество приготовляемого раствора
должно строго соответствовать лабораторным данным. Отклонение параметров раствора от лабораторных может привести к осложнениям в процессе цементирования.
Использование больших объемов и нескольких разновидностей
тампонажных материалов в одном процессе вызывает необходимость ввода в работу одновременно большого количества цементировочного оборудования; в результате усложняется управление
цементированием, увеличивается вероятность вынужденных остановок и осложнений в работе.
Разнообразие условий при цементировании нефтяных и газовых скважин требует применения различных по своим свойствам
тампонажных растворов. Использование утяжеленных и облегченных тампонажных материалов в настоящее время составляет зна204
чительный процент в общем объеме крепления скважин. Как указывалось выше, специальные цементы можно приготовлять на цементных заводах, специальных помольно-смесительных установках
и простым смещением цемента с наполнителем на складе или непосредственно на буровой. В отечественной и зарубежной практике широко используют растворы из заранее приготовленной смеси. Применение сухих смесей имеет ряд преимуществ: возможность выдержать более точно заданное соотношение компонентов
в смеси, легко регулировать параметры раствора при его приготовлении, механизировать и автоматизировать процесс приготовления сухих смесей.
Затворение сухих смесей. Приготовление тампонажного раствора из предварительно приготовленной сухой смеси тампонажного материала аналогично применению чистого цемента. Однако
использование того или иного состава тампонажного материала
требует применения конкретных режимов работы смесительной
машины и режимов затворения.
Режимы работ смесительного оборудования в зависимости от
применяемого типа тампонажной смеси могут значительно отличаться.
Часто при цементировании применяют цементно-песчаную
смесь. Если песок применяют как наполнитель, то смесительная
машина может работать на нормальном режиме. При этом устанавливают насадки диаметром 14—16 мм, а водяной насос создает давление 0,8—1,2 МПа при работе на I I — III скоростях коробки перемены передач разгрузочных шнеков.
Если песок (кварцевый или магнетитовый) используют в качестве утяжелителя, то технология затворения раствора изменяется.
В этом случае рекомендуется устанавливать насадки диаметром
10—12 мм, вращение дозирующих шнеков осуществлять на III —
IV скоростях при повышении скорости вращения двигателя, а давление в водяной линии поддерживать равным 1,5—3,5 МПа. Такая
технология приготовления раствора
позволяет получать растворы
плотностью 2100—2200 кг/м 3 .
Широкое распространение получили облегченные смеси, приготовленные в соотношении 2 : 1 , 3 : 1 и 4 : 1 . При использовании
таких смесей смесительные машины нормально работают на II —
III скоростях. Продолжительность затворения цементно-бентонитовой смеси в 1,5—2 раза превышает продолжительность затворения равного количества чистого цемента, что объясняется повышенной водопотребностыо раствора. Водоцементное отношение
обычно составляет 0,9—1,1. Поэтому рекомендуется устанавливать
насадки максимального диаметра.
Опыт цементирования глубоких высокотемпературных скважин
с использованием большого количества цементно-бентонитовых
смесей показал, что применение насадок диаметром 18—20 мм позволило сократить время затворения смесей с 55—45 до 40—
35 мин.
205
Смеси из гипсоглиноземистых цементов приготовляют аналогично смесям из портландцементов. Если к портландцементу добавляют 15—20% глиноземистого цемента, то образуется быстросхватывающаяся смесь. При применении такой смеси необходимо устанавливать насадки увеличенного диаметра, при этом смесительная машина должна работать на максимальном режиме.
Во всех случаях дозирующие шнеки должны начинать работать при пониженной частоте вращения двигателя с последующим
постепенным ее увеличением.
Несоблюдение этого правила может привести к срезу контрольных шпилек на карданных валах шнеков, уплотнению смеси
в бункере и выкидной трубе (особенно цементно-бентонитовой
смеси) и в результате этого — к срыву процесса цементирования.
Способ затворения сухих смесей — наиболее простой и распространенный, однако он имеет ряд существенных недостатков: приготовление сухих смесей связано с непроизводительным использованием мощностей заводов и механизированных складов; кроме
того, смеси, приготовленные на заводах и складах, вызывают необходимость нерациональных больших перевозок. Все это удорожает приготовление тампонажного раствора и в целом весь процесс цементирования.
На некоторых промыслах Советского Союза нашли применение
такие технологические приемы и способы, которые позволяют получать тампонажные растворы непосредственно в процессе цементирования без предварительного приготовления сухих смесей.
К ним можно отнести следующие методы приготовления раствора: последовательное затворение компонентов; предварительное
введение различных добавок в затворяющую жидкость; одновременное закачивание раствора-вяжущего и раствора-наполнителя
в общий коллектор.
Перечисленные методы позволяют получать более экономичные растворы вследствие применения дешевых материалов и упрощенной схемы приготовления растворов.
Последовательное затворение компонентов. Технологию приготовления растворов этим методом применяют, когда отсутствуют
готовые смеси и необходимо получить раствор такой плотности,
которую невозможно получить даже при затворении готовой смеси с завышенным содержанием наполнителя.
Для получения утяжеленного раствора бункеры цементосмесительных агрегатов отдельно заполняют вяжущим материалом и
наполнителем (песок, барит). Агрегаты обвязывают с таким расчетом, чтобы была возможность последовательной подачи раствора от смесителя к смесителю.
Вначале затворяют цемент на расчетном количестве воды. Полученный цементный раствор заданной плотности подают на смесительное устройство второго цементосмесительного агрегата,
бункер которого загружен наполнителем. Параметры получаемого раствора регулируют количеством подаваемого наполнителя в
камеру смешения. При таком способе приготовления раствора пред
206
полагается, что перемешивание наполнителя с цементным раствором происходит в результате турбулентности потока в выкидной
трубе цементосмесителя.
Для получения облегченного раствора в качестве наполнителя
используют облегчающий наполнитель (бентонит, опока и т. п.).
При этом вначале затворяют наполнитель (например, бентонитовую глину), а приготовленным раствором затворяют цемент.
Получение раствора данным способом имеет ряд существенных
недостатков: увеличивается мощность вследствие увеличения числа агрегатов и цементосмесителей. Увеличение числа работающих
механизмов уменьшает надежность безаварийной работы всего
смесительного комплекса.
Один из отрицгтельных факторов данной технологии — приблизительный контроль наличия наполнителя в смеси путем замеров плотности раствора.
Приготовление тампонажного раствора при одновременном закачивании раствора-вяжущего и раствора-наполнителя в общий
коллектор. Практика показала, что затворение цемента на воде
позволяет более точно выдержать расчетные параметры цементного раствора. Смешением готового цементного раствора с Другим раствором (глинистым, бентонитовым) в расчетной пропорции можно получить тампонажный раствор с любыми параметрами.
Такая технология приготовления тампонажных растворов позволяет одновременно применять цементировочные агрегаты и буровые насосы. При этом портландцемент затворяют агрегатами и
раствор закачивают в скважину. Одновременно буровыми насоса~"ми в скважину
подают глинистый раствор плотностью до
3
1140 кг/м . Цементный и глинистый растворы, смешиваясь в общем коллекторе, транспортировались в скважину в виде готовой
смеси. Параметры цементно-бентонитового раствора контролировали методом отбора проб каждые 3—5 мин через один из
кранов цементировочной головки. При использовании станции
контроля цементирования и блока манифольда процесс контроля
параметров раствора упрощается: интенсивность расхода контролируется расходомером, а плотность —плотномером.
Описанную технологическую схему пчлучения облегченного
тампонажного раствора можно считать наиболее прогрессивной,
целесообразной. Она имеет ряд преимуществ по сравнению с другими схемами:
1) уменьшается мощность цементировочного оборудования в
процессе цементирования;
2) обеспечивается регулирование в широком диапазоне параметров раствора непосредственно в процессе цементирования;
3) сокращается процесс цементирования в результате перекачивания глинистого раствора для продавки по схеме: буровые насосы—цементировочные агрегаты — скважина, а также уменьшения времени приготовления одного и того же объема облегченного
раствора с помощью цементосмесительных агрегатов.
207
Несмотря на значительные преимущества, этот способ не нашел широкого применения, так как показания СКЦ недостаточно
надежны — выходят из строя показывающие и регистрирующие
блоки СКЦ и выдается неправильная информация.
Затворение компонентов с использованием пескосмесительных
агрегатов. Часто для приготовления тампонажных растворов в
паре с цементосмесительвыми машинами применяются пескосмесительные агрегаты.
Использование этих агрегатов несколько изменяет технологию
приготовления раствора. Обычно такую схему применяют, когда
хотят получить тампонажный раствор с повышенным содержанием наполнителя (например, песка). При этом схема обвязки цементосмесительного и цементировочного агрегатов аналогична
описанной выше, т. е. воду подают в смесительное устройство цементосмесителя и готовый раствор выливают в приемный бачок.
Цементировочный агрегат забирает готовый раствор из бачка и
подает в механическую мешалку пескосмесительного агрегата, в
которую одновременно подают необходимое количество наполнителя (песка) и перемешивают раствор лопастной мешалкой. Перемешанный в мешалке раствор шламовым насосом подают на
приемы цементировочных агрегатов, которые откачивают раствор
в скважину. Преимущества данной схемы — улучшенное перемешивание приготовленного раствора и возможность работы цементировочных агрегатов с подпором.
Однако пескосмесительные агрегаты нередко выходят из строя
в процессе работы, а использование дополнительного оборудования приводит к удорожанию процесса цементирования.
§ 36. ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
СКВАЖИН
Качество крепления скважин определяется герметичностью обсадной колонны и отсутствием сообщения между пластами и земной поверхностью. Качество крепления, как указывалось выше,
зависит от ряда геологических и технологических факторов. При
разработке мероприятий, повышающих качество цементирования,
обязательно учитывают геологические и выбирают наиболее эффективные технологические факторы.
Одно из обязательных условий, повышающих качество крепления,— полная очистка ствола скважины от бурового раствора
и глинистой корки. Однако добиться желаемого результата трудно, так как необходимо проводить комплекс технологических мероприятий.
К основным факторам, повышающим качество цементирования,
можно отнести следующие:
1) тип тампонажного материала и параметры его раствора
(сроки загустевания, реологическая характеристика, стабильность,
седиментационная устойчивость, фильтрация и др.);
208
I
2} турбулизация потока жидкости в кольцевом пространстве
в результате улучшения реологических свойств цементных растворов, повышения скорости течения, сужения и завихрения потока
с помощью специальных приспособлений, устанавливаемых на колонне при ее спуске;
3) центрирование, расхаживание и вращение колонн с целью
равномерного заполнения кольцевого пространства цементным
раствором, ликвидации застойных зон (невытесняемый буровой
раствор), дополнительной турбулизации потока жидкости и т. д.
4) механический способ очистки стенок скважины от глинистой корки при использовании скребков;
5) гидравлический способ очистки стенок скважины в интервале цементирования от глинистой корки, загустевших масс бурового раствора и шлама в кавернах в результате размыва их
струей жидкости;
6) химический способ очистки стенок скважины от глинистой
корки путем закачки перед буферной жидкостью кислот и щелочей;
7) использование различных буферных жидкостей с целью отделения бурового раствора от цементного, предотвращения образования высоковязких гельцементных паст в скважине, увеличения полноты вытеснения бурового раствора, разрушения и выноса
глинистой корки, разжижения загустевших масс бурового раствора в кавернах и т. д.
При этом нужно помнить, что технологические факторы, повышающие качество цементирования, взаимосвязаны, взаимозаменяемы и часто одни в паре с другими усиливают положительный
эффект. Так, запланировав в технологическом процессе расхаживание колонны, необходимо применять скребки; в свою очередь,
применение скребков требует использования цементных растворов
с пониженной фильтрацией и т. д.
Рассмотрим влияние отдельных технологических факторов (параметров) на качество цементирования скважин.
Режим вытеснения б у р о в о г о р а с т в о р а цементн ы м . Установлено, что полнота замещения бурового раствора цементным зависит от режима движения цементного раствора в затрубном пространстве скважины. При выборе режима необходимо
руководствоваться законами гидравлики. Г и д р а в л и к о й называется прикладная наука, занимающаяся изучением законов покоя и движения жидких тел.
Движение потока реальной (ньютоновской) жидкости очень
сложно. Несмотря на многочисленные исследования, точные законы движения отдельных частиц жидкости все еще не известны.
Однако в настоящее время установлено наличие двух различных
режимов движения жидкости. Движение жидкости, при котором
отдельные струйки жидкости движутся параллельно друг другу и
оси потока, называют л а м и н а р н ы м (от латинского слова «ламина» — с л о й ) или струйчатым движением (режимом). Ламинарное движение можно рассматривать как движение отдельных сло14—6080
,;:
209
ев жидкости, происходящее без
перемешивания частиц (рис. 9.2,6).
Ламинарный режим наблюдается
при малых скоростях движения
жидкости.
Второй вид движения жидкости,
который наблюдается при больших
скоростях
называется
турбул е н т н ы м (от латинского «турбулентус» — вихревой)
движением
(режимом). При турбулентном режиме движения жидкости нет видимой закономерности. Отдельные
частицы перемешиваются
между
собой и движутся по весьма сложным
(вихревым)
траекториям
(рис. 9.2,s).
Переход от одного режима движения к другому и обратно соверРис. 9.2. Режимы движения
жидкостей:
шается при определенной средней
•i — структурный; б — ламинарный;
скорости потока, названной критик — турбулентный
ческой. При этом различают в е р х н ю ю и н и ж н ю ю критические скорости. Последняя соответствует случаю, когда жидкость сохраняет только ламинарное движение, т. е. когда средняя скорость потока жидкости меньше нижней
критической. При скоростях выше верхней критической возможно
только турбулентное движение. В промежутке между двумя пределами критических скоростей возможны как ламинарный, так и
турбулентный режимы движения.
В начальной стадии, до достижения нижней критической скорости, движение жидкости носит ламинарный характер и отдельные струйки между собой не перемешиваются. Если труба заполнена неньютоновской жидкостью, то ее движение начинается после того, как касательные напряжения в пристенных слоях
жидкости достигнут предельного напряжения сдвига. При этом
вся масса жидкости начнет двигаться, скользя по пристенным
слоям, как твердое те.- ;.
Такой вид течения называется структурным (пробковым), а
центральную часть потока, движущуюся с сокращением структуры, называют я д р о м потока (рис. 9.2,о).
По мере увеличения скорости течения диаметр ядра будет
уменьшаться, и в начале при переходе нижней критической скорости режим перейдет в ламинарный, а в дальнейшем, при переходе верхней критической скорости, режим перейдет в турбулентный.
Проведенными многочисленными исследованиями отечественных и зарубежных ученых установлено, что турбулентный режим
наиболее эффективен в процессе замещения бурового раствора
цементным. Объясняется это тем, что при турбулентном движе210
нии жидкости вследствие усиленного перемешивания частиц между ними происходит импульсный обмен, в результате которого
количество движения частиц все время изменяется. Это приводит
к появлению пульсации, т. е. к мгновенному изменению скоростей
частиц как по величине, так и по направлению, и вызывает интенсивное перемешивание всего потока. При турбулентном течении поперечные размеры потока имеют весьма большое значение:
движущиеся частицы жидкости при значительных поперечных размерах потока разрушают застойные зоны бурового раствора и глинистой корки у стенок скважины, втягивают их в осевой поток и
выносят на поверхность. При турбулентном движении цементного
раствора в кольцевом пространстве удается провести замещение
бурового раствора до 95—98%.
Однако в промысловой практике не всегда удается в процессе
цементирования колонн создать в затрубном пространстве турбулентный режим. Так, при прокачивании стандартных цементных
растворов поток переходит в турбулентный режим при скоростях
3—6 м/с, а гидравлические сопротивления возрастают до 30—
50 МПа и более. Преодолеть такие давления увеличением мощностей цементировочных агрегатов не всегда возможно, так как
столь высокие давления могут привести к гидроразрыву пластов
и уходу раствора в трещину.
Для снижения порога турбулентности следует уменьшать
структурную вязкость и динамическое напряжение сдвига цементного и продавочного растворов путем их химической обработки
(например, ССБ). В промысловой практике считается, что удовлетворительные скорости движения цементных растворов в затрубном пространстве превышают 1,8—2 м/с.
В тех случаях, когда на практике не удается получить указанные скорости, лучше замещать буровой раствор на структурном
режиме, так как при этом коэффициент замещения бурового раствора цементным несколько выше по сравнению с ламинарным и
переходными режимами. При структурном режиме проявляется
эффект поршневания (сплошное проталкивание, пробковый режим) , буровой раствор плохо удаляется из каверн, но хорошо удаляется из пристенных участков и глинистая корка частично сдирается.
Из кривой на рис. 9.3 видно, что коэффициент вытеснения промывочной жидкости наиболее благоприятен при скоростях до 0,2 и
более 1,2 м/с.
Рис. 9.3. Зависимость коэффициента
вытеснения промывочной жидкости
от скорости течения
цементного
раствора
211
Р а с х а ж н в а н и е ( в р а щ е н и е ) о б с а д н ы х к о л о н н . Качество цементировочных работ улучшается при расхаживании или
вращении колонны в процессе подъема цементного раствора. Возвратно-поступательное и вращательное движение колонны в скважине способствует разрушению застойных зон бурового раствора
и более полному замещению его цементным раствором. Эффект
этой технологической операции возрастает с применением скребков
и турбулизаторов. Скребки способствуют механическому удалению
глинистой корки со стенок скважины и обеспечивают условия для
лучшего контакта с породой; турбулизаторы разрушают застойные
зоны бурового раствора и наиболее эффективны в кавернозных
участках ствола скважины.
Б у ф е р н ы е ж и д к о с т и . Применение буферной жидкости
способствует повышению качества крепления скважин и облегчает
проведение цементирования. Буферной называют промежуточную
жидкость, разделяющую буровой и тампонажный растворы в процессе цементирования.
Основное назначение буферных жидкостей — предотвращение
смешения бурового и тамионажного растворов, а также повышение
степени замещения промывочного раствора цементным и очищение
стенок скважины.
В настоящее время не существует универсальных буферных
жидкостей. Лучшей вытесняющей способностью обладают жидкости более высокой вязкости и плотности, чем у вытесняемой; для
удаления остатков бурового раствора со стенок скважины и из каверн буферная жидкость должна обладать высокой вымывающей
способностью и физико-химической активностью, т. е. иметь низкую вязкость и минимальную плотность. Поэтому для повышения
эффективности желательно применять комплексные буферные жидкости.
В процессе закачки и продавки цементный раствор смешивается в затрубном пространстве с буровым. При этом иногда наблюдается сильное загустевание смеси, эффективная вязкость которого
в десятки раз превышает вязкость исходных компонентов. Это может привести к резкому повышению продавочных давлений при цементировании скважин и вызвать осложнения (гидроразрыв пластов, оставление в колонне большого объема цементного раствора,
дедоподъем за колонной раствора до проектной высоты).
Исследования показали, что сгущение при смешении растворов
не всегда одинаково. Оно зависит от состава твердой фазы растворов и их химической обработки. Очевидно, подбором оптимальных
составов тампонажных и буровых растворов во многих случаях
можно уменьшить явление сгущения их смесей или полностью его
предотвратить.
Буферная жидкость может вступать в реакцию химического и
физико-химического взаимодействия с загустевшим буровым раствором и фильтрационной коркой и разрушать их. В качестве химически активной буферной жидкости могут быть использованы водные растворы веществ, способствующих или усадке глинистой
212
корки в результате ионного обмена, или существенному изменению
заряда глинистых частиц и росту сил отталкивания, или значительному уменьшению поверхностного натяжения.
Эффективность воздействия буферной жидкости на фильтрационную глинистую корку можно увеличить, если в состав жидкости
ввести небольшое количество твердых частиц (песок, перлит, барит
и т. п.) или аэрировать ее. Движущиеся в потоке жидкости твердые частицы и пузырьки воздуха вызывают эррозию корки.
В настоящее время буферные жидкости применяются во всех
случаях.
В качестве буферной жидкости чаще всего применяют воду и
водные растворы ПАВ, реже — нефть, нефтепродукты или специальные высоковязкие жидкости.
К буферным жидкостям предъявляются определенные требования:
1) буферная жидкость не должна резко ухудшать свойства контактирующих с ней жидкостей;
2) желательно, чтобы вязкость и плотность буферной жидкости
были средними между аналогичными параметрами разобщаемых
ею жидкостей;
3) для разделения тампонажного раствора и бурового раство• ра на водной основе не следует применять нефть или нефтепродукты в качестве буферной жидкости;
4) для улучшения вытеснения промывочных жидкостей на углеводородной основе необходимо применять буферные жидкости на органической основе;
5) в скважинах, где в качестве смазывающих добавок в буровые растворы па водной основе вводили нефть и нефтепродукты,
необходимо в состав буферных жидкостей включать вещества, способствующие смыву пленки нефти со стенок скважины и колонны,
а также эрозионные буферные жидкости.
Объем буферной жидкости выбирают с таким расчетом, чтобы
не происходило сколько-нибудь существенного перемешивания промывочного и тампонажного растворов в период движения по колонне и кольцевому пространству. В отечественной практике для
скважин средней глубины объем буферной жидкости считают минимально достаточным, если столб ее в кольцевом пространстве будет не менее 100—150 м.
При выборе объема буферной жидкости необходимо учитывать
следующее:
1) статическое давление столба промывочной и буферной жидкостей в кольцевом пространстве всегда должно быть несколько
выше пластовых давлений в необсаженном интервале скважины;
2) применение буферной жидкости не должно отрицательно
сказываться на устойчивости стенок скважины (особенно, если по
окончании цементирования жидкость остается в необсаженной
части ствола скважины).
Рассмотрим способы и правила приготовления важнейших буферных жидкостей.
213
Б у ф е р н а я ж и д к о с т ь на в о д н о й о с н о в е . Вода как буферная жидкость нашла применение во многих районах нашей
страны. Обладая довольно хорошими моющими свойствами по отношению к водным буровым растворам, вода
разбавляет эти
растворы и способствует их вытеснению. Воду в качестве буферной
жидкости рекомендуют применять при цементировании скважин,
пробуренных в устойчивых породах, не подверженных набуханию
и осыпанию при воздействии на них потока воды.
Перед закачкой в скважину рекомендуется растворять в воде
различные поверхностно-активные вещества—сульфонол, НЧК,
диссольван и другие вещества до 10—15%, а также ССБ, гипан,
КМЦ до 50—100%.. ПАВ повышают степень смыва со стенок скважины остатков глинистого раствора (особенно нефти и нефтепродуктов, входящих в состав буровых растворов); ССБ, гипан, КМЦ
вводят для повышения вязкости буферной жидкости.
Для утяжеления буферных жидкостей применяют водные растворы солей
( N a d , CaCl s и др). Плотность водных растворов солей
(в кг/м3) может составлять: NaCl — 1200, СаС12 — 1400, ZnCl 2 —
1570, FeCIj—1550, Fe 2 (SO 4 ) 3 —1610. Для получения буферных
жидкостей плотностью выше 1600 кг/м 8 в них добавляют песок,
барит и другие утяжелители.
Р а с т в о р ы к и с л о т предназначены для удаления фильтрационной корки и остатков бурового раствора со стенок скважины в
интервале продуктивного горизонта. В качестве буферной жидкости обычно используют 8—-15%-ный водный раствор соляной
кислоты или водный раствор сульфаминовой кислоты 20%-ной
концентрации.
В я з к о у п р у г и й р а з д е л и т е л ь предназначен для достижения максимально возможной степени вытеснения бурового раствора цементным и надежного разделения тампонажного и бурового
растворов. Вязкоупругий разделитель представляет собой
трехкомпонентную гелеобразную смесь плотностью 1000 кг/м3. Для его
приготовления используют водные растворы полиакриламида, гексарезорциновой смолы и формалина.
Гель, полученный при смешении указанных компонентов, устойчив к воздействию температуры до 100 "С и высокоминерализованных вод, стабилен, не подвергается синерезису, легко перекачивается насосом без повышения давления в циркуляционной системе.
Вязкоупругий разделитель готовят по следующей рецептуре:
водный раствор полиакриламида 0,5%.-ной концентрации — по сухому веществу; водный раствор гексарезорциновой смолы 2%-ной
концентрации — по твердому веществу; технический формалин
37—40%-ной концентрации — по формальдегиду.
Приготовленные отдельно растворы в заданном объеме тщательно перемешиваются цементировочным насосом и аккумулируются в емкостях агрегатов.
Вязкоупругий разделитель может быть приготовлен заблаговременно, так как при длительном хранении в закрытых металлических емкостях он не теряет своих свойств.
214
„ „«
При цементировании скважин в условиях распространения вечномерзлых пород применяют незамерзающую буферную жидкость.
Она состоит из 30%.-ного раствора диэтиленгликоля в воде и кварцевого песка, имеющего размер зерен 0,1—0,15 мм, с концентрацией
40 г/л. Температура замерзания такой суспензии примерно минус
30 °С, что значительно ниже температуры в зоне вечной мерзлоты
и обеспечивает работу в зимнее время.
Кроме того, известны буферные жидкости с низкой фильтрацией, вязкоупругий разделитель и др.
Б у ф е р н ы е ж и д к о с т и н а н е ф т я н о й о с н о в е . Нефть и
нефтепродукты рекомендуется использовать в качестве буферной
жидкости лишь в тех случаях, когда бурение сопровождается промывкой нефтеэмульсионными буровыми растворами или ствол
скважины цементируется нефтеэмульсионными тампонажными растворами. В качестве буферных жидкостей используют или сырую
нефть, или дизельное топливо, которые способствуют улучшению
условий турбулизации в зоне смешения их с буровым раствором и
увеличению коэффициента вытеснения.
Как показывает практика, наиболее широкое применение в качестве буферной жидкости нашла техническая вода. Это объясняется не универсальностью свойств воды, а ее доступностью и простотой использования. Однако нужно твердо помнить, что вода как
буферная жидкость совершенно не пригодна для вытеснения утяжеленных буровых растворов (может выпасть утяжелитель и создать непродавливаемую пробку или прихватить колонну); не может быть использована она и при вскрытии продуктивных пластов,
проницаемость которых резко снижается при воздействии на них
воды.
О с р е д н и т е л ь н ы е е м к о с т и . В настоящее время при цементировании скважин о качестве приготовляемых растворов судят
только по периодическим замерам плотности. Значительные колебания плотности раствора вызывают изменение других его
свойств — вязкости, загустеваемости, прокачйваемости и существенно сказываются на физико-химических процессах, происходящих
в растворах.
В практике наблюдаются случаи, когда в скважину закачивают тампонажные растворы, плотность которых колеблется в значительных пределах (±200—300 кг/м 3 ), а подвижность раствора
изменяется от нетекучей до 28—30 см по конусу АзНИИ. При цементировании неглубоких скважин, в которых забойные температуры не превышают 100 °С, а давления составляют 30—50 МПа,
такие колебания плотности мало влияют на исход качества крепления скважин.
С переходом на глубокое бурение забойные температуры и давления резко возросли и качество приготовляемого раствора стало
непосредственно отражаться на качестве крепления скважин. Даже незначительные отклонения плотности от заданной при высоких
температурах и давлениях приводят к резким изменениям реологических параметров раствора, в результате чего создаются аварий215
ные ситуации: раствор резко загустевает, схватывается и т. п. Поэтому приготовление растворов с заданной и равномерной плотностью по всему объему — одно из основных технологических требований к успешному проведению процесса цементирования скважин.
Стабильность параметров тампонажных растворов зависит
прежде всего от технологии приготовления растворов и применяемого смесительного оборудования. Приготовлению высокостабильных качественных растворов уделяется большое внимание. Проведенными в последнее время исследованиями установлены причины,
вызывающие нестабильность приготавливаемых растворов, и намечены пути к их устранению.
Для повышения качества приготовляемых растворов на существующем смесительном оборудовании необходимо применять:
а) высокооднородные тампонажные смеси; лучше применять
готовый тампонажный цемент, полученный в заводских условиях
при совместном помоле клинкера и наполнителей;
б) технологические схемы цементирования, при которых сокращено до минимума число точек затворения;
в) осреднительные емкости при значительных объемах тампонажного раствора и одновременном использовании нескольких разновидностей тампонажных материалов и необходимости точного
регламентирования параметров раствора.
Наиболее эффективное мероприятие для повышения качества
приготовляемого раствора—применение осреднительных емкостей.
В настоящее время на промыслах Советского Союза широкое
применение нашли осреднительные емкости с механическим перемешиванием раствора вместимостью от 6 до 15 м', смонтированные на шасси (самоходные). На рис. 9.4 показана осреднительная
емкость, применяемая в объединении «Краснодарнефтегаз». Емкость смонтирована на базе автоцистерны 4ЦР объемом 9 м3.
Раствор перемешивается двумя лопастными валами, вмонтированными в цистерну. Направление лопастей на каждом шнеке таково,
что они создают два встречных потока раствора, в результате чего
раствор быстро и хорошо усредняется — колебания плотности не
превышают ± 2 0 кг/м 3 .
Применение передвижных осреднительных емкостей позволяет
получать тампонажные растворы заданной плотности по всему объему. Кроме того, включение осреднительных емкостей в схему
обвязки цементировочного оборудования дает возможность улучшить условия работы цементировочных агрегатов. Агрегаты, стоящие на отборе приготовляемого раствора от цементосмесителей,
могут работать на повышенных скоростях, так как отсутствует давление в нагнетательном трубопроводе, а агрегаты, откачивающие
раствор в скважину, работают под залив, что увеличивает коэффициент заполнения насосов и улучшает режим их работы.
§ 37. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН
13
Рис. 9.4. Осреднительная емкость:
/ — шасси; 2 — в а л карданный; 3 — емкость; 4 — редукцнонвый клапан; 5 — распределительный коллектор; в — нагнетательный Еоллектор; 7 —приемный коллектор; S— патрубок;
S — приемный люк; 10 — контрольный кран; 11 — клапан; И — вал ыешалкн; 13 — очистное
ист
Успешность цементировочных работ в скважинах, как уже говорилось выше, определяется геологическими, технологическими и
субъективными факторами. Степень влияния геологических факторов, интенсивность и характер их проявления весьма разнообразны даже в условиях одного и того же месторождения.
Поэтому цементировочные работы должны осуществляться с
непосредственным учетом фактических забойных температур
и давлений, поведения скважины и наличия тампонажных материалов, химических реагентов, цементировочного оборудования
и т. д.
Успех цементирования в первую очередь зависит от квалификации исполнителей, от их знания и умения выполнять точно и в
срок поставленные перед ними задачи. При этом важную роль играют как подготовительные операции (.рациональная расстановка
цементировочного оборудования, соответствие диаметра насадки
на смесительном устройстве и режима затворения применяемому
типу тампонажного материала, заготовка расчетных объемов жидкости затворения с заданной концентрацией химических реагентов
и т. п.), так и основной процесс цементирования (получение тампонажного раствора с параметрами, соответствующими лабораторным рекомендациям, расчетных режимов закачивания и продавливания его в затрубное проепракстао и т. п.). Часто незначительные отклонения или несоответствия выполненных работ пла217
нируемым приводят к осложнениям и даже авариям, на ликвидацию которых затрачиваются значительные средства и время.
Осложнения, встречающиеся в практике крепления скважин,
возникают вследствие неудовлетворительных подготовки ствола
скважины и качества бурового раствора, несоответствия применяемых тампонажных материалов, химических реагентов и параметров приготовляемых тампонажных растворов условиям цементирования, а также неудовлетворительной организации процесса
цементирования.
Осложнения, связанные тампонажными материалами,
химическими реагентами и качеством
приготовления раствора
В настоящее время тампонирующие материалы подбираются
по срокам схватывания (загустевания) при температуре и давлении, близких к вабойным условиям конкретной скважины.
При подборе рецептуры раствора анализ следует проводить
при динамических температуре и давлении. Если рецептуру подбирали при повышенных температуре и давлении, то раствор в
скважине долго не схватывается, возрастает вероятность каналообразований и негерметичности изоляционных работ. Если рецептуру подбирали при заниженных температуре и давлении, то возможны преждевременные загустевание и схватывание раствора,
давление продавки возрастает, цементный pacrsqp не всегда удается полностью вытеснить в затрубное пространство, в колонне
остается значительное количество раствора. Поэтому рецептуру
нужно подбирать при условиях, близких к тем, в которых будет
находиться раствор в процессе его транспортирования в затрубное пространство скважины.
При подборе тампонажного материала для цементирования
должны учитывать конкретные условия каждой скважины. Каждая партия цементирующих материалов и химических реагентов
анализируется при там составе и соотношении смеси и на той же
•воде, которые будут использованы непосредственно на скважине.
Категорически запрещено подбирать рецептуру на одних материалах (цемент, химические реагенты, вода), а цементировать на
других.
При приготовлении смеси нельзя использовать песок, барит,
глину, опоку повышенной влажности ( > б % ) . При повышенной
влажности добавки нужно загружать цементосм ее и тельные машины тампонажной смесью не ранее чем за 15—20 ч до начала операции цементирования. Если же влажность указанной добавки
составляет 10—25%, то бункеры цементосмесительных машин рекомендуется запружать не ранее чем за 8—5 ч до начала приготовления раствора. В противном случае сыпучесть смеси резко падает, материал при разгрузке спрессовывается, образуются комья
и своды обрушения, которые затрудняют подачу материала в смеситель, что приводит к недопустимым колебаниям плотности при218
готовляемого раствора, возрастает вероятность выхода из строя
разгрузочных шнеков смесительных машин. Если смесь повышенной влажности хранится долго, то в ней образуются схватившиеся комки, которые при затворении могут забить выкидную трубу
и сорвать процесс цементирования. Аналогичные явления могут
происходить при заполнении бункера лежалыми непросеянными
тампонажными материалами.
В процессе цементирования глубоких высокотемпературных
скважин тампонажные растворы желательно подбирать по времени загустевания, так как .рецептура, подобранная по срокам схватывания, не позволяет проследить за реологическими изменениями
раствора во времени. При использовании цементно-бентонитовых
растворов в процессе цементирования высокотемпературных скважин наблюдается повышение давления вследствие увеличения
вязкости раствора, так как при повышенных температурах ускоряются процессы диспергирования бентонитового порошка и свободная вода из раствора поглощается им.
Аналогичные явления наблюдаются при использовании . цементно-пердитовых растворов. Эти растворы, подвижные при
обычных условиях, попадая в условия гидродавления, изменяют
свои структурно-механические свойства.
Уже при давлении
0,5 МПа поры перлита вскрываются, вода заполняет их и подвижность раствора снижается, он густеет. Хотя сроки схватывания такого раствора еще не наступают, прокачивать его трудно, давление прокатавший резко возрастает.
Повышение давления при закачке цементного раствора возможно при использовании лежалых цементов, так как с ростом
сроков хранения подвижность растворов, приготовленных из таких
цементов, при прочих равных условиях резко падает.
Применение таких замедлителей, как КМЦ или гипан, в значительных дозах (до 11% и более) существенно повышает вязкость
раствора. В случаях использования больших объемов раствора,
обработанных КМЦ или гипаном, рабочие давления на насосах
могут увеличиться до аварийных.
ССБ, КООБ, полифенолы и другие добавки, применяемые в ка1
честве замедлителей в больших количествах (более ,0,6%) способствуют значительному ценообразованию в процессе приготовления
раствора. Пенообразование ухудшает условия проведения цементирования: в лриемном чане при использовании утяжеленных и
песчаных смесей выпадают песок и утяжелитель, насосы захватывают воздух и приемистость их резко падает. В некоторых случаях количество пены столь велико, а количество раствора столь
мало, что приемный шланг оголяется и насосы, забирая воздух,
, разряжаются — необходима их перезарядка. Пенистые растворы
трудно контролировать, так как наблюдается несоответствие плотности раствора в скважине и на поверхности в результате сжатия
воздуха.
Когда предполагается применение вспенивающих реагентов в
повышенных дозах, следует использовать пеногасители или про219
межуточные емкости, из которых раствор может поступать в приемную линию насосов под валив. Технологию приготовления растворов с пенообразукицими реагентами нужно отрабатывать заранее на пробных затворениях; это обеспечит качественное проведение цементировочных операций на ответственных цемеятировках.
Указанные осложнения можно предупредить только тщательным подбором рецептуры тампонажного раствора с учетом конкретных условий скважины.
Осложнения, связанные с неудовлетворительной
организацией процесса цементирования
Процесс цементирования глубоких скважин — очень сложный и
трудоемкий. Часто для выполнения этой работы задалживаются
большие мощности, значительные объемы тампонирующих материалов и дорогостоящие замедлители сроков схватывания. Успех
цементирования во многом определяется организацией подготовительных и заключительных работ. Правильный выбор тамтюнажных материалов и химических реагентов, соответствие параметров
подбора рецептуры условиям скважины, подготовка цементировочного оборудования и квалификация исполнителей работ —это
основные факторы, от которых зависит успех операции.
В случае приготовления тампонажных смесей из двух или более компонентов необходимо следить за тем, чтобы смесь была
приготовлена доброкачественно, компоненты распределены во
всем объеме равномерно. Контрольная плотность раствора из различных бункеров при одном и том же водоцементном
отношении
. должна отличаться не более чем на ± 3 0 кг/м3. Неравномерно
приготовленная смесь не позволяет получать высокостабильные
растворы.
Бункеры заполняют тампонажным материалом не ранее чем
за двое суток. Если материал в бункере хранится более этого
срока, его перед цементированием обязательно перебувкеровывают. Это позволяет избежать зависания цемента в бункере и добиться равномерного поступления материала в воронку смесителя.
Значительную роль играет стабильность тампонажного раствора. Параметры раствора, приготовленного смесительными машинами, должны соответствовать лабораторным данным. Значительные отклонения плотности от заданной величины могут привести
к осложнениям. Особенно заметно это сказывается при приготовлении цементно-бентонитовых и утяжеленных растворов. Незначительное увеличение плотности цементно-беятонитового pacTBqpa
может резко повысить давление продавки. В то же время в разбавленных пачках утяжеленного paemoipa утяжелитель седиментирует и вызывает осложнения как при откачивании раствора, агрегатами в окважину, так и в процессе продавки, создавая непродавливаемые пачки.
Приготовление растворов из облегченных и утяжеленных цементов специфично, поэтому необходимо четко помнить следую220
щее: при приготовлении растворов из цементно-бентонитовых
смесей перед началом затворения приемная шахта смесительной
воронки должна быть очищена от тампонажной смеси; открывать
заслонки и включать в работу дозирующие шнеки можно только
после того, когда на насадке смесительного устройства поднято
рабочее давление, в противном случае выкидная труба может забиться влажной смесью цемента и глины, удалить которую можно
только механическим путем (снять выкидную трубу и посторонним предметом ломом или патрубком удалить запрессованную
смесь из трубы).
При приготовлении утяжеленных растворов цементировочный
насос и его манифольды должны быть предварительно заполнены (заряжены) или буровым раствором (его плотность, как правило, 'близка к плотности цементного раствора), или цементным,
т. е. насос «заряжают» тем цементным раствором, которым предполагается цементировать скважину. В таких случаях .категорически запрещается «заряжать» насосы «одой, так как при контакте цемента с водой утяжеляющая добавка ИЗ цемента выпадает на седла 'Клапанов и в 'приемной линии приемистость насоса
резко ладает или полностью таряется; при этом .приходится вскрывать клапаны, очищать седла и промывать .приемные и нагнетательные линии от осевшего песка.
Если запуск смесительных машин при приготовлении растворов из облегченных или утяжеленных тампонажных ;материалов
не отработан, то -возникают вынужденные остановки, задалживается дополнительное время, что может привести к нарушению нормального режима цементирования, осложнению или
к аварии.
К большим осложнениям могут привести значительные колебания плотности раствора при использовании замедлителей. Последние всегда добавляют в воду затворения в соответствии с лабораторной рецептурой. Уменьшение или увеличение воды в растворе
приводит к изменению содержания в нем замедлителя, а это сразу сказывается на .сроках схватывания раствора.
Одно из важных условий проведения безаварийного процесса
цементирования — непрерывность операции. Даже незначительные
остановки в процессе цементировании могут повысить давление
продавки. В практике имеются случаи, когда после непредусмотренной остановки не удалось восстановить циркуляцию раствора
в скважине. Причины могут быть разные: седиментация раствора,
загустевание его, гидроразрыв пласта и т. п.
Очень важную роль в повышении давления при цементировании играет совместимость тампонажного и бурового растворов.
При некоторых условиях (например, буровой и тампонажный растворы обработаны большим количеством различных реагентов)
смешение этих растворов дает непрокачиваемую массу. Обычно
гари подборе рецептуры тамионажного раствора в лабораторных
условиях проверяют на совместимость (сгущение) бурового раствора с рекомендованным составом тампонажного раствора.
221
Сгущение при смешивании тампонажных и буровых растворов
определяют следующим образом. Тампонажный раствор, рецептура которого подобрана и рекомендуется для цементирования, смешивается с буровым раствором в следующих соотношениях
(в % ) : 10:90, 25:75, 50:60, 7б: 25 и 90:il0. Смесь перемешивают
вручную в течение 3 мин или механической мешалкой в течение
11 мин при частоте вращения 60 об/мин, после чего замеряют ее
растекаемость по конусу АзНИИ.
Если минимальная растекаемость смеси какого-либо состава
менее 16 см, то для предотвращения образования в скважине
трудно прокачиваемых смесей необходимо применять буферную
жидкость.
Процесс замещения бурового .раствора тампонажным желательно вести при повышенных скоростях восходящего потока.
Однако создание таких скоростей тампонажного раствора в затрубном пространстве приводит в общем случае к повышению
давления на стенки скважины, и в результате пласты подвергаются гидрараэрыву. Поэтому часто для обеспечения высококачественного цементирования необходимо понижать скорость движения
цементного раствора в затрубном пространстве до скорости глинистого раствора в процессе последней промывки скважины.
Одно из частых осложнений при цементировании скважин —
оставление больших цементных стаканов в колонне или оголение
башмаков. Эти осложнения возникают в результате применения
недоброкачественных разделительных пробок или неточного объема откачанной продавочной жидкости. Так, при использовании
деревянных «безманжетных» пробок часто наблюдаются также явления, когда пробхи «обгоняет» пристенные слои цементного раствора, в результате чего над пробкой после ее посадки на стопкольцо остается цементный стакан в несколько десятков и сотен
метров.
Конструкции деревянных пробок часто непрочны, и пробки
разрушаются на полпути к забою. Применение некачественных
пробок может вызвать оголение башмаков. Лучший способ устранения указанных осложнений— применение цельнолитых резиновых пробок и тщательный контроль объема откачиваемой жидкости.
Контрольные вопросы
1. Каковы обязанности моториста-водителя в процессе цементирования?
2. Каковы обязанности машинистов я операторов по цементированию!*
3. В чем заключаются общие правила расстановки цементировочного оборудования?
4. Насколько важен фактор правильной дозировка химических реагентов в
воде затворения?
5. Какие методы приготовления тампонажных растворов Ван известны?
6. Какие отрицательные последствия могут вызывать значительные колебания плотности раствора?
7. Какие факторы вызывают колебания плотности раствора?
222
8. Почему колебания плотности утяжеленных растворов выше по сравнению
с чистыми цементами?
9. Что дает применение осредкительных емкостей?
10. По каким причинам могут произойти осложнения при цементировании
скважин?
11. Почему температурный фактор — один из важных при выборе тампонажного материала и химических реагентов?
12. Какой режим замещения бурового раствора цементным наиболее благоприятен и всегда ли его можно применять?
Глава 10
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
СКВАЖИН
В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений,
как правило, производительность (дебит) эксплуатационных скважин со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается. Производительность и поглотительная способность скважин зависят от многих факторов, и особенно
от проницаемости лород, слагающих продуктивный пласт.
В большинстве случаев проницаемость пород в призабеймой
зоне пласта бывает значительно ниже, чем в удаленной его части.
Сопротивления продвижению жидкости в этой зоне резко возрастают вследствие загрязнения ее в процессе вскрытия пласта бурением и эксплуатации фильтратами бурового и цементного : растворов, промывочных жидкостей, асфальто-иарафинистых отложений и т. д.
В нагнетательных скважинах призабойная зона загрязняется
различными (механическими примесями, (присутствующими в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).
Следовательно, для увеличения производительности эксплуатационных и приемистости нагнетательных -скважин следует применять искусственное воздействие на породы иризабойной зоны с
целью увеличения их проницаемости.
Существует много методов воздействия на призабойную зону
пласта, которые отличаются друг от друга характером, технологией воздействия и стоимостью исполнения. Они делятся на методы,.
способствующие очистке существующих дренажей каналов, и методы, при помощи которых повышают -прещииоватость пород продуктивного пласта.
В свою очередь, методы увеличения проницаемости пород можно условно .разбить на механические, химические, тепловые и физические. Для повышения эффективности проводимых работ часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и рядом других условий.
Наиболее эффективны и широко [распространены на нефтяных
промыслах страны методы механического, химического и совместного их воздействия на .продуктивные пласты.
223.
§ 38. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ
НЛ ПРИЗАБОИНУЮ ЗОНУ
Кислотная обработка скважин относится к химическим методам воздействия на яласт и занимает одно из ведущих мест в процессах увеличения производительности скважин.
Кислотная обработка применяется для увеличения дебита
скважин, продуктивные пласты которых сложены из карбонатных
и терригенных коллекторов; увеличения поглотительной способности, сокращения сроков освоения, а также выравнивания профиля
приемистости нагнетательных скважин; удаления глинистой или
цементной корки, отложений продуктов 'коррозии с поверхности
забоя скважины, парафиносмолистых отложений, препятствующих поступлений нефти и воздействию кислоты .на породы продуктивного пласта (этот вид работ осуществляется термокислотньши методами). Наибольшее распространение получили различные методы обработки призабойной зоны с применением соляной
кислоты.
Солянокислотная обработка основана на способности растворения карбонатных (известняков, доломитов) лород соляной кислоты и эффективна в основном в пластах, которые сложены или
-засорены карбонатными отложениями.
Обработка растворами соляной кислоты основана на химических реакциях:
для известняков
(10.1)
СаСО а +2НС1 =
для доломитов
CaMg(C03)2+4HCl=CaCl 2 +Mga2+2H 2 O+2CO2.
(Ю.2)
В результате воздействия кислоты на породы полученные хлористый кальций (СаС12) и магний (MgCij) хорошо растворяются
в воде и могут быть удалены из скважины вместе с 'прореагировавшим раствором кислоты. Углекислота же в зависимости от давления и температуры выделяется в виде свободного газа или растворяется.
Практика применения кислотных обработок скважин показала, что обработки наиболее эффективны при следующих концентрациях солянокислотных растворов.
Этапы обработки . . . . . . .
Концентрация солянокисдотного раствора, %
Расход кислоты на 1 м мощности пласта, м'
I
II
Ш
Таблица 10.1 Основные параметры соляной кислоты
Содержанке, %
Соляная кислота
Соляная
кислота, не
межее
Железо, не
более
Серная кислота,
ве более
Техническая, синтетическая
Техническая, I сорта
31,0
0,02
27,5
0,03
-0,005
(H.SO.)
из отходов органического производства
27,5
0,03
8—10
10—12
15—IS
18—20
0,5—0,7
0,7—1,2
1,5—2,0
2,0—2,5
С&ободинй
хлор
(Н£О.)
3=0,1
жится некоторое количество серной кислоты и железа, присутствие /которых нежелательно. Так, серная кислота, взаимодействуя
с известняком, образует осадок в виде гипса; соединение железа
(FeCI3) после нейтрализации кислоты до остаточной кислотности
с рН=3,5 выпадает в осадок после гидролиза в виде гидрата окиси железа Fe(OH) 3 или основных его солей.
Из всех кислот, выпускаемых отечественной промышленностью, наиболее приемлема синтетическая кислота и менее эффективна техническая I сорта, так как содержит большой процент
серной кислоты и железа. Для устранения вредного действия
примесей серной кислоты раствор соляной кислоты обрабатывают
хлористым барием. Реакция идет с образованием нерастворимого
осадка сернокислого бария
H,SOt -f- ВаС1а = BaSOt + 2НС1.
(10.3)
(осадок)
IV
Если концентрация раствора соляной кислоты выше рекомендуемой, то происходит разрушение труб, устьевого и скважннно-
Ш
та оборудования, а если ниже —снижается эффективность обработки призабойной зоны.
Химические вещества и реагенты, применяемые при кислотных
обработках. Основной материал при кислотных обработках — соляная кислота.
В соляной кислоте должны отсутствовать или содержаться в
небольшом количестве примеси, которые при кислотной реакции
могут выпасть в виде осадков в поровом пространстве коллектора и привести к снижению проницаемости.
В табл. 10.1 приведены основные показатели выпускаемой соляной кислоты. Из табл. 10.1 видно, что в соляной кислоте содер-
В случае повышенного содержания железа в растворе следует
обязательно добавлять 1—1,5%' уксусной кислоты для удержания
окисных солей железа в растворенном состоянии.
Химически чистая соляная кислота представляет собой бесцветную жидкость с резким запахом хлористого водорода. Техническая кислота окрашена в желтый цвет, интенсивность которого
15—5080
225
главным образом содержащимся в кислоте хлористым железом.
Для предохранения труб, емкостей, насосов, трубопроводов,
устьевого н скважинного оборудования от коррозионного воздействия кислоты в .раствор добавляют специальные ингибиторы
(формалин, уникод, катапин, уротропин), которые уменьшают ее
разрушающее действие на металл.
На промыслах широкое распространение получил ингибитор
формалин, представляющий собой 40%-ный раствор формальдегида в воде, и уникол марок У К и У-2.
Для снижения поверхностного натяжения на границе обработанная кислота — нефть обрабатываемого пласта рекомендую
ется применять различные поверхностно-активные вещества
(ПАВ). Добавка ПАВ в определенной концентрации к кислым
растворам обеспечивает повышение эффективности обработок
скважин.
Раствор соляной кислоты приготовляют следующим образом.
После определения его объема в емкость заливают воду. К ней
добавляют ингибитор, затем стабилизатор и замедлитель реакции— препарат ДС в количестве '1—11,6% на объем закачиваемого в скважину раствора кислоты. После тщательного перемешивания раствора в последнюю очередь добавляют расчетный объем концентрированной соляной кислоты, постоянно ее перемешивая.
Количество товарной кислоты Vr, необходимое для получения
1 м3 рабочего раствора с заданной концентрацией, рассчитывают
по формуле
—юоо
з
(10.4)
—iooo'
T
3
где VT — объем товарной кислоты, м ; р т -—плотность товарной
3
кислоты, к г / м ; рз — заданная плотность готового рабочего раствора (табл. 10.2) с учетом заданного процентного содержания
3
НС1 в рабочем растворе, кг/м .
Т а б л и ц а 10.2
СолеПлотность.
ность,
кг/м а
ыг-экв/л
. 1030
1040
1050
1060
1070
1080
1090
ноо
226
1,46
1,93
2,39
2,86
3,36
3,78
4,25
4,64
Концеи.
трация
HCI, %
по ыассе
5,15
8,16
10,17
12,19
14,17
16,15
18,11
20,01
Содержание НС1 в
I м ' , кг
0,063
0 084
0,107
0,129
0,152
0,174
0,197
0,220
СолеПлотность,
ность,
кг/ы 1
мг-экв/л
1110
1120
изо
1140
1150
1160
1170
5,07
5,50
5,89
6,32
6,71
7,07
7,46
Концен.
трация
HCI, %
по массе
21,92
23,82
25,75
27,66
29,57 31,52
33,46
Содержание HCIn
1 м*, кг
0,243
0,267
0,291
0,315
0,340
0,366
0,391
Если концентрация НС1 в растворе ниже требуемой, то .количество добавляемой концентрированной кислоты вычисляют по
формуле
- •
т
Рт
—Рэ
V
;
где рф — фактическая плотность приготовленного раствора, кг/м 3 ;
V — объем приготовленного раствора кислоты, м 3 .
Если концентрация НС1 в приготовленном растворе получилась
выше требуемой, то объем добавляемой воды рассчитывают по
формуле
На промыслах применяются кислотные обработки нескольких
видов: закачка кислоты в пласт под давлением; кислотные ванны,
при которых кислота закачивается в скважину только в объеме
забоя без задавки в пласт для очистки внутренней поверхности
забоя от загрязняющих отложений (цемент, глинистый раствор,
смолы, парафин, продукты коррозии); закачка горячего кислотного раствора, нагревание которого происходит в результате экзотермической реакции между соляной кислотой и реагентом —
магниевым материалом. Реакция между кислотой и магнием протекает по следующей схеме с выделением теплоты:
Mg+2HCl+H 2 O=MgCl2+H a +462,8 к Дж.
(10.7)
При растворении il кг магния в соляной кислоте выделяется
462,8 кДж тепла; этого тепла достаточно, чтобы напреть 80 л соляной кислоты от 15 до 90°С .при снижении содержания НС! в исходной кислоте от 15 до 11,6%'.
•В настоящее время нашел применение метод обработки призабойных зон скважин кислотными пенами. Существо этого метода
заключается в том, что вместо обычного раствора соляной кислоты закачивают смесь 'кислотного .раствора, воздуха или газа и
ПАВ. В качестве пенообразователей могут быть использованы
марвелан-КО, ДС-РАС, ОП-10 и дисольван, а в качестве стабилизаторов— КССБ, столярный клей и ПАА (полиатсриламид).
В качестве дисперсной фазы используют воздух или газ из нефтяного месторождения, а дисперсионной орещы—115—25%-ный раствор соляной кислоты.
Для аэрирования кислотного раствора при проведении обработок применяют аэраторы и эжекторные смесители, что позволяет
при рабочем давлении на вьгкиде компрессора 4ПК-80, равном
8 МПа, поднимать давление на устье скважины до 10—11,5 МПа.
§ 39. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПРИЗАЕОИНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН
Механические методы воздействия, как указывалось выше,
применяются в пластах, сложенных плотными пародами, с целью
породам, й которых не рекомендуется ГРП, относятся глины,
образования в призабойной аоне новых трещин и увеличения старых. Это значительно увеличивает проницаемость пласта и продуктивность скважины.
рыхлые пески и многие сланцы.
В зависимости от физико-геологических характеристик пласта
или отдельных его объектов технология Г Р П делится на горизонтальный и вертикальный способы, а в зависимости от числа — на
однократный, многократный (селективный) или поинтервальный.
Технология
однократного
гидроразрыва
пласта
предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе
скважины.
Технологические схемы м н о г о к р а т н о г о р а з р ы в а обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. Существует несколько различных
способов многократного поинтервального гидравлического разрыва: с помощью временно закупоривающих материалов (зернистого
нафталина, шариков пластмассы и др.); разобщения зоны, предназначенной для образования трещин, двумя пакерами; путем
последовательной изоляции нижележащих прослоев продуктивного песка песчаной пробкой.
Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательных этапов: закачки в скважину жидкости разрыва для создания трещин в пласте, закачки жидкости с песком
и закачки продавочной жидкости для продавливания песка в
пласт.
Д л я проведения гидравлического разрыва плас-та выбирают
скважину. Г Р П не рекомендуется проводить в технически неисправных скважинах (наружен фильтр, смята колонна) или расположенных вблизи водо- или газонефтяного контура во избежание преждевременного обводнения нефтяных скважин или про
рыва газа.
При выборе скважин для гидравлического разрыва пластов
учитывают качество тампонажных и изоляционных работ. В случае некачественно проведенных тампонажных работ проводить
гидроразрыв не следует.
До начала работ определяют глубину забоя скважины, промывают ее для удаления пробки и загрязняющих отложений. Затем
в скважину на колонне насосно-компреесорных труб спускают
пакер с якорем и устанавливают его выше верхних отверстий
фильтра (рис. ЮЛ), а устье скважины оборудуют специальной
устьевой арматурой, к которой подключают насосные агрегаты
д л я нагнетания в скважину жидкости разрыва.
Продесс разрыва пласта начинается с установления зависимости приемистости скважины от давления нагнетания жидкости.
Д л я этого в скважину нагнетают жидкость разрыва при различных давлениях и фиксируют расход. По полученным данным строят кривые зависимости расхода жидкости от давления нагнетания
(рис. 110.2), по которым определяют момент расслоения пласта и
ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси, количество жидкости и рабочее давление разрыва. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором коэффици16—5080
229
Торпедирование
Этот метод основан на использовании взрывчатого вещества
(ВВ). Взрыв длится тысячные и миллионные доли секунды и сопровождается выделением большого количества энергии и газообразных продуктов. Например, мощность, развиваемая при взрыве 1 кг заряда тротила, составляет около 44 млн. кВт; при этом в
детонационной волне возникает давление, измеряемое десятками
тысяч мегапаскалей. Объем выделяющегося газа для различных
ВВ составляет от 600 до 900 л/кг. При взрыве il кг ВВ выделяется от 3360 до 7140 кДж.
Эффективность торпедирования зависит от радиуса каверны,
количества н глубины образовавшихся трещин. Радиус 'распространения трещин зависит от многих факторов (свойств породы и
ВВ, размера заряда и т. д.). Установлено, что в песчаниках средней крепости радиус распространения трещин не превышает 1,5—
2 м. Следовательно, при торпедировании возможности увеличения
производительности скважин ограничены. Кроме того, применение
торпед большой мощвости часто приводит к нарушению конструкции скважины.
В качестве ВВ для торпедирования используют тротил, гексоген, нитроглицерин, тетранитрометан и др. Выбор торпеды и величины заряда определяется в каждом случае, исходя из конкретных геолого-техкических условий.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Гидравлический разрыв пласта проводится с целью увеличения дебита нефтянок или приемистости нагнетательной скважины. ГРП — технологический процесс увеличения проницаемости
призабойной зоны расчленением пород пласта или расширения
естественных трещин нагнетанием в скважину высоковязкой жидкости со скоростью, превышающей скорость поглощения ее пластом. Сущность этого процесса заключается в том, что на забое
скважины при закачке вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие гидростатические в 1,6—2 раза, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.
Для сохранения трещин в раскрытом состоянии в жидкость
разрыва вводят крупнозернистый песок, который препятствует последующему омыканию трещин. Вязкая жидкость, заполнившая
трещины, в процессе дальнейшей эксплуатации скважин извлекается на поверхность.
К породам, которые следует подвергать ГРП, относятся плотные пески, сцементированные песчаники, известняки, доломиты; к
228
JL
£ис. i6.i. Схема расположений ftoiземного оборудования прн ГРП:
1 — обсадная колонна; 2 — насосно-хомпрессорные
трубы;
3 — гидравлический
якорь;
4 — ггакер;
5 — продуктивный
пласт; 6 — хвостаник
Ряс. 10.2. Зависимость приемистости
нагнетательной скважины от давления нагнетания:
/ — разрыва пласта
пласта достигнут
нет;
2,
3 ~ разрыв
4. •
ент приемистости скважина увеличивается в 3—4 раза по сравнению с начальным (рис. 10.2, кривые 2 и 3).
Если разрыв пласта, несмотря на максимально возможные
темпы нагнетания, не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости, обладающей минимальной фильтруемоетью.
По полученным данным исследования скважины составляется
план проведения процесса. В плане работ приводят геолого-эксплуатационные данные по скважине и предусматривают технологическую схему работ: глубину спуска и диаметр насосно-компрессарных труб (если предполагается их использование); применение пакера, якоря, местоположение их установки относительно
фильтра; объем и качество жидкости раарыва и песконосителя
(вязкость, фильтруемость); количество и тип продавочной жидкости (нефти, воды); количество и фракционный состав песка, концентрация его в жидкости; ориентировочное ожидаемое давление
разрыва; количество и мощность агрегатов; последовательность
работ и темп закачки жидкости разрыва, песконосителя и продавочной жидкости.
230
Расположение поверхностного оборудования (насосные агрегаты, пескосмееители, емкости для жидкости, нагнетательный коллектор) и обвязка его с устьевой арматурой должны обеспечивать
безопасность работ и бесперебойное проведение процесса.
4
Как указывалось выше, для проведения процесса гндроразрыва используют три типа жидкостей: жидкость разрыва, жидкостьпесконосктель и продавочную жидкость.
Общими для рабочих жидкостей всех трех категорий являются
следующие требования.
1. Рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную,
ни фазовую проницаемости породы пласта. Поэтому в нефтяных
скважинах применяют жидкости с углеводородной основой (высоковязкая нефть, керосин или дизельное топливо, загущенные
мылами нефтекислотные эмульсии, мазут и др.), а в нагнетательных—с водой (сульфит-спиртовая барда, загущенные растворы
соляной кислоты и др.).
2. Рабочие жидкости не должны содержать посторонних механических горимесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых
осадков.
3. Рабочие жидкости должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.
. 4. Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна" в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения
процесса.
6. Рабочие жидкости должны быть недорогими и недефицитными.
В качестве материала Для заполнения трещин при гидравлическом разрыве пласта, как правило, используют кварцевый песок
или скорлупу грецкого ореха. Песок должен обладать достаточной прочностью и не разрушаться при сжатии трещин. Этим требованиям" удовлетворяют крупнозернистые хорошо окатанные и
однородные по составу кварцевые пески. Песок не должен содержать пылевых, илистых, глинистых и карбонатных частиц.
Для гидравлического разрыва пласта следует использовать
пески с крупностью зерен от 0,5 до 11,0 мм.
Контрольные вопросы
1. Какие методы увеличения производительности скважин Вам известны?
2. На чем основан метод солянокислотной обработки скважин?
3. Какие химические вещества и реагенты применяются при кислотных обработках? Требования, предъявляемые к качеству соляной кислоты.
4. Отличительные особенности гидравлического разрыва пласта от других методов воздействия на пласт.
5. Рабочие материалы, применяемые для гидроразрыва пластов, и требования
к ним.
6. Как подразделяются рабочие жидкости?
7. Какие требования предъявляются к песку?
16*
231
Глава 11
ОБОРУДОВАНИЕ,
ПРИМЕНЯЕМОЕ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН
Кислотная обработка, гидравлический разрыв пласта и гидропескоструйная перфорация проводятся с помощью специального
наземного и внутрискважинного оборудования. Кислоты и рабочие жидкости перевозятся кислотовозами и автоцистернами, транспортирование песка и приготовление смесей жидкости-песконосителя с песком осуществляются пескосмесителями и цементосмесительными апрегатами. К наземному оборудованию относятся также насосные агрегаты высокого давления и специальное устьевое
оборудование, к внутрискважинному оборудованию — пакеры и
якаря. Пакеры служат для изоляции колонн от высоких давлений, а якоря для фиксации пакетов на заданной глубине.
§ 40. НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ
Основное оборудование, выполняющее большинство работ на
скважине,— насосные агрегаты. Их используют в работах по гидравлическому разрыву пластов, кислотной обработке скважин,
гидропескоструйвой перфорации, промывке песчаных пробок
и т, п.
Каждый вид работы обусловлен специфическими требованиями.
Так, при гидравлическом разрыве пласта и гидршескоструйной
перфорации требуются повышенные рабочие давления, при кислотной обработке скважин насосы должны быть выполнены в коррозийно-стойком исполнении, при депарафинизации скважин агрегаты должны гарантировать работу с жидкостями с повышенной
температурой.
Большинство перечисленных работ выполняются специальными
агрегатами.
А г р е г а т 4АН-700 (рис. lil.l) смонтирован на грузовом автомобиле марки КрАЗ-257 грузоподъемностью 10—12 т и состоит из
следующего оборудования: силовой установки 4УС-600, коробки
Рис. 11.1. Насосный агрегат 4АН-700
232
передач ЗКПм, горизонтального ярежплунжерного насоса 4Р-700,
машкрольда и системы управления.
:
Двигатель агрегата (дизель В2-800ТК) 12-цилиндровый, четырехтактный, У-образный с непосредственным вспрыском топлива и надувом воздуха турбокомпрессорами ТКР14-2.
Техническая характеристика агрегата 4АН-700
Номинальная мощность двигателя В2-800ТК, кВт
Число ступеней коробки передач ЗКПм
.
Передаточные числа:
I передача
II
,
III
,
IV
,
.
Ход плунжера, мм
Наибольшее число двойных ходов в 1 мин
Наибольшее допустимое давление, МПа
588
4
4,67
3,43
2,43
1,94
200
192
70
Передаточное число косоэубой
передачи
4,83
Диаметр трубопроводов, мм:
всасывающего
. . . . . . . 130
напорного
, 50
Чисто труб вспомогательного
трубопровода
6
Общая длина труб вспомогательного трубопровода, м . . . 23,5
Габариты, мм:
длина
9800
ширина
2900
высота
3320
Масса агрегата, кг
23300
Насос 4Р-700 (рис. 11.2) трехллунжеряый со сменными плунжерами, горизонтальный, одинарного действия, состоит из гидравлической и приводной частей.
Гидравлическая часть насоса крепится к сварной станине с
помощью шпилек и центрируется корпусами уплотнений плунжера. Клапанная коробка литая из стали марки 35Л111. Клапаны —
тарельчатые из стали марки OXH'IM. Клапанные и цилиндровые
крышки — вставные, они уплотляются в коробке резиновыми манжетами и поджимаются ввертными гайками. Плунжеры насоса
изготавливаются из стали марки 50, рабочая поверхность хромируется. Плунжеры имеют одинаковые концы для подсоединения к
крейцкопфам. С крейцкопфами плунжеры соединяются с помощью
штока со сферической поверхностью, что позволяет компенсировать возможные несоосности плунжеров и крейцкопфов. Работают плунжеры по направляющим груидбуксам и уплотнены самоуплотняющимися резиновыми манжетами. Снизу к клапанной коробке прикреплен болтами приемный коллектор.
Приводная часть насоса 4Р-700 представлена трансмиссионным и коренным валами и шатунно-'крейцкопфной группой. Трансмиссионный вал выполнен за одно целое с шестернями и смонтирован в станине на роликоподшипниках. Коренной вал полый,
двухопорный, установлен также на роликоподшипниках. На него
на общей шпонке насажены зубчатые колеса с эксцентриками.
Шестерни трансмиссионного вала и колеса коренного вала косозубые; шатуны насоса литые, стальные, таврового сечения.
• Мотылевые головки шатунов смонтированы на роликовых подшипниках на эксцентриках зубчатых колес коренного вала. Малые головки шатунов соединены коническими пальцами с крейцкопфами, Крейцкопфы — стальные со сменными накладками из
233
антифрикционного чугуна. Сменные накладки направляющих
крейцкопфов также из антифрикционного чугуна.
Детали приводной части насоса смазываются разбрызгиванием из маслосборника лотка, плунжеры — иресс-масленкой. Объем
заправочной, емкости насоса маслом 66 л.
Данные о подаче и развиваемом давлении агрегата приведены
в табл. 11.1.
Т а б л и ц а 11.1. Подача и давление, развиваемые агрегатом
4АН-700
Еключеяная
передача
I
II
III
IV
Диаметр сыенвых плунжеров, им
Число дной.
100
НЫХ ХОДОВ
яасоса в
1 ыия
80
109
153
192
120
Подача, л/с Давление. МПа Подача, л/с Давление, МПа
6,3
8,5
12,0
15,0
71
53
38
24
9,0
12,3
17,3
22,0
51
37
26
21
А г р е г а т АзИНМАШ-ЗОА (рис. 1(1.3) смонтирован на'шасси
трехосного грузового автомобиля KjpA3-257 грузоподъемностью
112 т. Он предназначен для транспортирования кислоты и нагнетания ее в скважину, а также для обеспечения механизированного добавления плавиковой кислоты в раствор соляной в процессе
нагнетания. Оборудование агрегата герметизировано и обеспечивает безопасность обслуживания.
Агрегат состоит из насоса 6 марки 4НК-5ОО, трансмиссии отбора мощности 3, цистерны 4 объемом 8 м3, дополнительного баллона 2 вместимостью 200 л для химических реагентов, маиифольда 5 и контрольно-измерительной аппаратуры 1. На случай закачки больших объемов кислоты агрегат комплектуют дополни3
тельной цистерной вместимостью 6 м , установленной на прицепе
МАЗ-5243.
Техническая характеристика
Грузоподъемность
автомашины, т
12
Диаметр сменных втулок пасоса 4НК-500, мм . . ' . . . . . 100,
120
Ход плунжера, мм
130
Наибольшее число двойных ходов в 1 мин'
240
Условный диаметр коллектора, мм:
приемного
100
нагнетательного
50
Объем цистерны, имеющей два
одинаковых отсека, м э . . . . 8
Масса транспортируемой жидкости, т, не более
6,5
Условный
диаметр
приемной
инии мапнфольда, м м
. . . .
100
агрегата АзИНМАШ-ЗОА
Давление, АШа, при плунжере диаметром:
120 мм
32
100 мм
50
Максимальная мощность, кВт
176
Грузоподъемность прицепа
МАЗ-5243, кг
6800
Вместимость цистерны," имеющей два одинаковых отсека, м3
6
Габариты, мм:
длина общая
16800
длина без прицепа . . . . .
9600
ширина
2750
высота
2340
высота прицепа
3100
Масса агрегата общая," т . . .20,934
М а с « без прицепа, т
16,04
235
Данные о подаче агрегага и развиваемом им давлении приведены в табл. 11 2.
Т а б л и ц а 11.2, Подача и давление, развиваемые агрегатом
АзИНМАШ-ЗОА
Диаметр пл укжера, ик
з ращения
Включенная Частота
коленчатого вала
передача
насоса, об/мнв
II
III
IV
V
48,8
93,0
166,0
213,0
II
54,9
104,5
186,5
240,0
100
120
Подача» л/с JДавление, МПа
л=1600 об/мин
2,22
50,0
4,23
26,2
7.55
14,7
9,70
11,4
Подача, л/с [Давление, МПа
3,20
6,09
10,88
13,95
34,7
18,2
10,2
7,9
3,60
6,85
12,22
15,72
33,2
17,4
• 9,8
7,6
«=1800 об/мин
ш
IV
V
2,50
' 4,76
8,48
10,81
47,9
25,1
14,1
11,0
Насос 4НК-500 горизонтальный, трехплунжерный, одинарного
действия, унифицирован с насосом промывочного
агрегата
АзИНМАШ-32 и отличается от последнего гидравлической частью. Насос расположен за кабиной агрегата и приводится в действие от тягового двигателя трансмиссией с отбором мощности
через раздаточную коробку.
Клапанная коробка 14 (рис. 111.4) насоса ковано-сварной конструкции прикреплена к станине 18 насоса двадцатью шпильками
М24Х2 и отцентрирована специальными кольцами 16. Клапаны
тарельчатые, взаимозаменяемые, с тремя направляющими ножками. Доступ к ним предусмотрен через гнезда клапанных 12 и цилиндровых 15 крышек. Уплотнение клапанных и цилиндровых
крышек достигается самоуплотняющимися резиновыми манжетами 13 с буртом, предотвращающими подсос воздуха в цилиндровую полость.
Давление и подача насоса обеспечиваются двумя комплектами сменных плунжеров 9 диаметрами 100 и 120 мм. Плунжеры
направляются бронзовыми втулками и уплотняются резиновыми
манжетами 17, которые расположены во втулках 10 и направляются г-рундбуксами 11. Поверхность плунжеров подвергают термообработке и хромируют.
Смазка насоса принудительная. На маслопроводах к каждому
плунжеру предусмотрены обратные клапаны, предотвращающие
прорыв нагнетаемой кислоты в картер насоса и позволяющие регулировать запорные устройства для капельной смазки плунжеров.
Приемный коллектор — сварной конструкции, гуммирован и
крепится к клапанной коробке шпильками М16 в нижней ее части;
он служит воздушным колпаком.
237
Приводная часть насоса состоит из траисмиссионною и коренного валов и шатунов с крейцкопфами.
Трансмиссионный вал 19 изготовлен за одно целое с двумя косозубыми шестернями и смонтирован на роликовых и радиальных
подшипниках. Трансмиссионный вал насоса соединен зубчатой
муфтой с выводным валом промежуточного редуктора, который
приводится карданным валом от коробки отбора мощности, установленной на раздаточной кс-робке автомобиля.
Коренной вал 20 монтируется на радналыных роликоподшипниках, на него насажены два зубчатых колеса 21 и 22 с эксцентричными ступицами. На эксцентричных ступицах установлены мотылевые головки шатунов -на радиальных роликоподшипниках и
допонительно зафиксированы пружинными кольцами. Шатуны —
стальные, литые, таврового сечения. Шатуны через крейцкопф 5
и шток 8 приводят в действие плунжер. Приводная часть отделена от гидравлической сальником 6 штока, который регулируется
нажимной гайкой 7.
Крейцкопфы — стальные, рабочая поверхность их обрабатывается токами высокой частоты.
Станина насоса 18 — сварная, с объемными верхними параллелями 2. Крышка / станины имеет окна для наблюдения за работой механизмов насоса.
Опоры трансмиссионного вала, зубчатые колеса, подшипники
и мотылевые головки шатунов смазываются разбрызгиванием из
масляной ванны.
Опоры коренного вала, поверхности накладок, пальцы крейцкопфов 3 и плунжеров, игольчатый подшипник 4 смазываются
принудительно от шестеренчатого насоса, смонтированного на
крышке подшипника трансмиссионного вала и получающего вращение от последнего.
Цистерна смонтирована на монтажной раме и расположена
над задним мостом автомобиля, Она разделена на два отсека по
3
3 м каждый, что позволяет при необходимости транспортировать
растворы кислот раличных составов и концентраций. Внутренние
стенки цистерны гуммированы специальной резиной.
Каждый отсек цистерны имеет зачистной люк, к которому крепят крышку наливной горловины, сапун и трубопровод, подводящий воду. Отсеки снабжены поплавковыми указателями уровня.
Сверху цистерна оборудована дощатым настилом, перилами и
лестницей,
Баллон для химических реагентов (рис. 11.5) предназначен
для транспортирования плавиковой кислоты. Внутренние стенки
баллона гуммированы. Оборудование баллона позволяет подавать плавиковую кислоту в приемный коллектор насоса и, разбрызгивая ее через распылитель, смешивать с соляной кислотой.
Кислота из баллона вытесняется сжатым воздухом пневмосистемы
автомобиля.
Для подачи химических реагентов в насос кран 3 закрывают,
а кран 4 открывают, При этом сжатый воздух, минуя обратный
239
бёратиый клапан i i предотвращает попадание паров кислбты
в пневмосистему автомобиля и агрегата при внезапном падении
давления в сети. В этом случае клапан 11 падает и прерывает обратное поступление воздуха из баллона в пневмосистему.
Для наблюдения за уровнем кислоты в баллоне в днищах его
предусмотрены две смотровые щели 2, прикрытые пластинами из
прозрачного полистерола. В ночное время кислота в баллоне освещается лампочкой через одну из щелей.
Детали, соприкасающиеся с кислотой, изготовлены из кислотостойких пластмасс, полиэтилена и винипласта. Трубопроводы
полихлорвиниловые, заключенные в медные трубки для прочности
и безопасности. Соединение их со штуцерами 9 исключает прорыв
кислоты или ее паров наружу.
Вся запорная арматура баллона закрыта кожухом, предохраняющим ее от механических повреждений, а обслуживающий персонал — от возможных прорывов кислоты.
Манифольд агрегата состоит из приемных и нагнетательных
трубопроводов. Приемный трубопровод от цистерны к насосу с условным диаметром проходного отверстия 100 мм снабжен трехходовым пробковым краном, позволяющим подключать любой из
отсеков или оба одновременно. К Другой стороне приемного кол-
\
Рис. 11.5. Баллон для химических реагентов
клапан, по трубопроводу 5 поступает в баллон 1. Химический реагент, вытесняемый воздухом, по выкидному патрубку 10 и трубопроводу S попадает в приемный коллектор насоса. Разбрызгивание и равномерное смешение его с соляной кислотой достигается
при помощи насадки распылителя 6.
При необходимости прекращения подачи химического реагента
сначала открывается кран 3 и сжатый воздух из баллона по трубопроводу 7 выбрасывается в атмосферу, затем закрывают кран
4 и доступ химического реагента прекращается.
240
Рис. 11.6. Кислотный агрегат АКПП-50О:
/ — манометр: 2 — трубопровод: 3 — цнстерна;
6 — поплавковый уровнеыер
4 —- трехвлунжераый насос; 5 — редуктор;
241
Лектора насоса присоединён трубопровод, fr6 кбторйму MOJKHO otfбирать жидкость из емкости, расположенной вне агрегата.
Нагнетательный трубопровод диаметром 50 мм оборудован
предохранительным клапаном гвоздевого типа, воздушным колпаком с манометром, контрольным и рабочим кранами, датчиками
самопишущих манометров и расходомера. Агрегат укомплектован
вспомогательной напорной линией общей длиной 17,5 м, четырьмя
шарнирными сочленениями и 100-мм приемным рукавом.
Д л я контроля за работой агрегата предусмотрены манометры и
расходомеры мгновенного и суммарного расхода.
Цистерна на прицепе выполнена аналогично основной цистерне.
Агрегат АзИНМАШ-ЗОА применяют не только для солянокислотных обработок, но и для гидрокислотных разрывов пластов давлением 40—50 МПа.
А г р е г а т А К П П - 5 00 (рис. 11.6) смонтирован на шасси трехосного грузового автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б.
Агрегат состоит из трехплунжерного горизонтального насоса одинарного действия с приводом от тягового двигателя автомобиля
через коробку отбора мощности и промежуточную трансмиссию,
гуммированной цистерны и трубопроводов с арматурой. Принцип
действия агрегата не отличается от агрегата АзИНМАШ-ЗОА.
Техническая характеристика агрегата АКПП-500
Вместимость гуммированной цистерны, ыЭ
Максимальная
6НК-500, л/с
подача
насоса
Максимальное давление, МПа
3
15, 85
50
Рис. 11-7. Кинематическая схема агрегата АзИНМАШ-32М:
/ — тяговый двигатель; 2 — коробка передач автомобиля; 3—коробка отбора мощности; 4 — насос; 5—карданный вал насоса; е — промежуточный карданный вал;
7—карданный вал заднего моста
242
Габариты, мм:
длина
ширина
высота
Масса, кг
Масса транспортируемой жидкости, кг, не более
S645
2750
3760
16090
3609
В настоящее время для промывки скважин применяются
промывочные агрегаты, смонтированные на тракторах и автомобилях. На отечественных промыслах для промывки скважин
применяются агрегаты модификаций АзИНМАШ-32М и -35А и
промывочные установки УН!А100X200,
(УНБ-100Х200),
УН IT-100X200 и УНК-1.
Агрегат
АзИНМАШ-32М
смонтирован на гусеничном тракторе Т-100М и состоит из узла
отбора мощности, коробки передач 4КГТ, цепной передачи, насоса 1НГЫ60, манифольда и механизмов управления агрегатом.
На рис. 11.7 представлена кинематическая схема агрегата.
Насос 1НП-Г60 горизонтальный, одинарного действия, прйвд*
дится от двигателя трактора через промежуточный вал, коробку
передач и цепной редуктор. Манифольд агрегата состоит из приемного и напорного трубопроводов. Линии оборудованы необходимой
запорной арматурой. Агрегат обвязывается со скважиной гибким
металлическим шлангом высокого давления.
В кабине трактора расположены пульт управления и контрольно-измерительные приборы.
Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ-ЗгМ
Мощность двигателя Д-108,
кВт
80
Частота вращения вала, об/мин 1070
Ход плунжера, насоса 1НП-160, мм 130
Диаметр плунжера, мм . . . .
130
Наибольшее число двойных ходов в 1 мин
168
Максимальное рабочее давле16
ние, МПа
ч
В табл. 11.3 приведена
1НП-160.
Диаметр, мм:
нагнетательной линии манифольда
50
приемного трубопровода . .
100
Габариты, мм:
длина
5250
ширина
2400
высота
2920
Масса агрегата, кг
15 100
техническая
характеристика
насоса
Т а б л и ц а 11.3. Техническая характеристика насоса 1НЛ-160
Бключежная передача
i
и
ш
IV
Число двойных ходоа
в 1 мин
37,7
58,0
88,2
134,0
Подаяа, л/с
3,16
4,61
7,01
10,15
Давление, МПа
16,0
10,9
7,18
4,33
А г р е г а т А з И Н М А П - 3 5 А монтируется на шасси двухосного грузового автомобиля ЗИЛ-130 и состоит из насоса 2НП-160,
трансмиссии, замерного бака, манифольда, вспомогательного трубопровода и системы дистанционного управления (рис. 11.8).
Рис. 11.8. Агрегат АзИНМАШ-35А:
/ — автомобиль; 2 — коробка отбора мощности; 3— карданный вал насоса; 4 — насос; 5 —
маннфольд; б — управление подачей топлива; 7 —замерный бак; S — вспомогательный
трубопровод
243
I
В задней части агрегата установлен мерный бак вместимостью
3 м3, который разделен перегородкой на две равные части. Каждая
половина мерника снабжена мерной рейкой.
Пост управления агрегатом размещен в кабине автомобиля.
В табл. 11.4 приведена техническая характеристика насоса
2НП-160.
Т а б л и ц а 11.4.
Зкл;очснная передача
и
§
V
Рис. 11.9. Насос 2НП-160:
/ — крышка насоса; 2— верхняя параллель; 3 — направляющая; 4 — игольчатый подшип-'
ник; б —крейцкопф; б — сальниковое уплотнение; 7 — шток; S — корпус цилиндра; 9 —
клапанная крышка; 10 — клапанная коробка; 11— клапан в сборе; 12 — крышка цилиндра;
13— плунжер; 14 — приемный коллектор
Насос 2НП-160 (рис. 11.9)—трехплунжерный, горизонтальный,
одинарного действия; он расположен на автомашине между кабиной и задним мостом, приводится в действие тяговым двигателем
автомобиля через коробку отбора мощности. Режим работы насоса
изменяют переключением скоростей коробки передачи автомобиля.
Вращение от коробки передач автомобиля передается коробке
отбора мощности и далее трансмиссионному валу насоса через
карданный вал.
Манифольд состоит из 100-мм приемного и 50-мм нагнетательного трубопроводов. Напорная линия оборудована угловым- рабочим краном, контрольным краном с верньером и предохранительным клапаном гвоздевого типа. Для присоединения насоса к
скважине изменяется разборный металлический трубопровод,
включающий трубы и колена. Для забора жидкости агрегат имеет 10-мм прорезиненный рукав.
Техническая характеристика агрегата АзИКМАШ-ЗЗА
Мощность двигателя автомобиля ЗИЛ-130 лри 3200 об/мин,
кВт
Наибольшая частота вращения
вала при передаче вращения
насосу, об/мин
Максимальная подача, л/с . . .
Давление, МПа:
максимально допустимое
(кратковременное)
рабочее
Диаметр плунжера насоса
2НП-160, мм
Ход плунжера, мы
Наибольшее число двойных ходов в 1 мин
244
ПО
2500
17,75
20,0
16,0
130
130
206
Диаметр, мм:
нагнетательной линии манифольда
приемного трубопровода . . .
Общая длина вспомогательного трубопровода, м
Условный диаметр проходного
сечения приемного трубопровода, мм
Вместимость
замерного
бака, м«
Габариты, мм:
длина
ширина
высота
50
100
18,2
too
3
6950
260
2680
Техническая характеристика насоса 2НП-160
Частота вращения коренного вала насоса,
об/мин
Подача (теоретическая), л/с
50,2
89,5
140,0
206,0
4,32
7,73
12,05
17,75
Давление, МПа
16
11
70
48
У с т а н о в к а У Н 1 А-1 00X2 00. Установка монтируется на шасси автомобиля ЗИЛ-130 и состоит из насоса НП-100, трансмиссии,
мерного бака, манифольда, вспомогательного трубопровода и системы дистанциоршого управления.
Привод трехплунжерного горизонтального насоса осуществляется от тягового двигателя через коробку отбора мощности, управление двигателем и трансмиссией — из кабины монтажной базы,
а также с поста мерного бака.
Техническая характеристика установки УН1А-100Х200
Мощность двигателя автомобиля при 3200 об/мин, кВт . .
Максимальное давление, МПа
Наибольшая подача, л/с
. . .
Диаметр плунжера, мм . . . .
Длина хода плунжера, и м . . .
Наибольшее число двойных ходов в 1 мин
ПО
20,0
15,8
125
1 ?S
206
Условный Диаметр про.ходного
сечения манифольда, мм:
нагнетательного
50
В м Г И Х ь ° мерного'бака, м^
"з
Габаритные размеры, мм:
длина
6950
ширина
2500
высота
25S0
Установка УН1Т-100Х200 отличается от промывочного агрегата АзИНМАШ-32М тем, что смонтирована на шасси более мощного трактора Т-130. Наличие дополнительного устройства для обогрева промывочного насоса выхлопными газами тягового двигателя при работе насоса на холостом режиме позволяет применять его
также в холодных климатических условиях. Управление двигателем и трансмиссией — механическое, дистанционное из кабины
трактора. Трансмиссия состоит из коробки отбора мощности, карданного вала, коробки передач и цепного редуктора. Установка
укомплектована насосом НП-ЮОХЛ, имеющим наибольшую подачу 12,9 л/с, наибольшее давление 20 М П а ; остальные показатели
технической характеристики агрегата мало отличаются от характеристики агрегата УН1А-100Х200.
У с т а н о в к а У Н К - 1 — н а с о с н о - к о м п р е с с о р н а я для промывки
скважин, приготовления и нагнетания в скважину аэрированной
245
'7
№
15
«i
13 П
It
10
Рис. 11.11. Эжектор:
/ - к р ы ш к а клапана; 2 — седло; 3 — шарик; 4—пружина; 5—диффузор; 6 — камера смешения; 7 — корпус; 8, 10 — кольца; 9 — сопло; 11 — гайка; 12 — муфта; 13—фильтр; 14 —
ко;кух фильтра; 15 — насадка
Рис. НЛО. Агрегат УНК-1:
1 — автомобиль; 3 — коройка отбора мощности; 3 — выхлопная труба: 4 — искрогаситель-.
5 — компрессорный блок; в — поршневой насос; Г — б а к для пенообразователя; 5 —фара;
5 —мерный бак; 10 — шарнирные колена; 11— донные клапаны; 12— манифольд агрегата
/3—защитный кожух насоса ОТ; 14, 15 — трубы; (« — эжектор; 17 — насос для полачн
воды
жидкости или пены (рис. 11.10). Установка, кроме основного своего
назначения, может применяться для создания депрессии на пласт,
чтобы вызвать приток жидкости; приготовления аэрированных буровых и цементных растворов; проведения работ по борьбе с поглощением на скважине и др.
Эта
установка
смонтирована
на
шасси
автомобиля
КрАЗ-257Б1А. На шасси установлены две дополнительные рамы,
на которых смонтированы: поршневой насос 9Т б, компрессорный
блок 5, мерный бак 9, трубы Н и 15 и шарнирные колена 10
разборного трубопровода, защитный кожух насоса 13, выхлопная
труба двигателя 3, бак пенообразователя 7 с мешалкой. С правой стороны установки на раме шасси за кабиной установлен насос 17 для подачи воды.
Установка оборудована соответствующим манифольдом,. в который входит высоконапорный жидкостно-воздушный эжектор для
образования смеси жидкости с воздухом или пены.
Насос 9Т предназначен для подачи воды в эжектор или цементного и бурового растворов в скважину.
Эжектор (рис. 11.11) представляет собой струйный насос, в котором смешиваются две среды, образуя смешанный поток. В эжекторе приготовляется аэрированная жидкость и пена с высоким газосодержанием при высоком давлении. Поток рабочей жидкости
вытекает из сопла 9 с высокой скоростью и попадает в камеру смешения 6. В этой камере вследствие высокой скорости струи созда246
ется вакуум, что приводит к снижению давления на компрессоре.
По мере продвижения потоков жидкости и воздуха происходит их
интенсивное перемешивание. Окончательно они перемешиваются
в диффузоре 5 при значительном снижении скорости смешанного
потока.
Бак пенообразователя вместимостью 0,5 м3 служит для приготовления раствора непосредственно на установке. Он оборудован
пневматической мешалкой и мерной трубкой для контроля за
уровнем жидкости.
Концентрированный раствор пенообразователя под давлением
сжатого воздуха 0,2 МПа через регулировочные вентили подается
в мерный бак. Сжатый воздух подается от компрессора через пневматический редуктор. Для привода пневматической мешалки сжатый воздух подается также от компрессора. В качестве привода
мешалки используется пневматическая резьбонарезная машинка
ИП-3403.
Водоподающий блок состоит из коробки отбора мощности, карданного вала и насоса. Коробка отбора мощности включается от
пневмосистемы автомобиля. Для предпускового заполнения корпуса насоса водой предусмотрена система самовсасывания.
Управление коробкой отбора мощности насоса и системой самовсасывания расположено в кабине агрегата. Частота вращения
вала насоса контролируется тахометром, датчик которого установлен на ведомом валу редуктора, а измеритель выведен в кабину
водителя.
•
•
Двигатель ГАЗ-51 установлен на общей раме с компрессором
К.СЭ-5М2. Вместе с двигателем смонтированы коробка передач, водяной и масляный радиаторы, контрольно-измерительные приборы.
247
Техническая характеристика установки УНК-1
Компрессор КСЭ-5М2
Насос 9Т
Полезная мощность, кВт
Подача, л/с:
наибольшая
наименьшая
Рабочее давление, МПа:
максимальное
минимальное
Водяной
. . .
92
24,5
3,2
32
4
наеос
Наибольшая подача, л/с
. . .
18
Максимальное давление, МПа
0,7
Подача пены, ы'/ч
10
Максимальное давление закачки
пены, МПа
.
Ю
Воздухосодержание лены, м'/м* 35—40
Полезная мощность, кВт . . .
Подача, ма,'мин
Абсолютное давление нагнетания, МПа
Подача пены, м'/ч . . . . . .
Максимальное давление закачки пены, МПа
Вместимость мерного бака установки, м 3
Габариты, мм:
длина
ширина
высота
Масса установки,' кг
35
5
0,9
10
10
6
10425
2650
3300
17430
§ 41. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СМЕШИВАНИЯ
ЖИДКОСТИ-ПЕСКОНОСИТЕЛЯ С ПЕСКОМ
Успех операции по креплению трещин, образованных в процессе гидравлического разрыва пласта, в значительной степени зависит от качества приготовления смеси жидкости-песконосителя с
песком.
Отечественный и зарубежный опыт проведения гидравлического разрыва пластов позволяет определить основные требования,
предъявляемые к оборудованию для смешения жидкости-песконосителя с песком: равномерное перемешивание песка с жидкостью;
сохранение
постоянной,
заранее
заданной
концентрации
песка в жидкости-песконосителе; возможности автоматического
регулирования концентрации песка в зависимости от расхода жидкости.
В настоящее время на отечественных промыслах работают пескосмесительные агрегаты типа 4ПА и УСП-50.
Максимальная потребляемая мощность насоса на привод насоса, кВт:
пескояото
,
масляного
Максимальное давление в гидросистеме агрегата, МПа
Условный диаметр манифольда, мм:
налявных труб
раздающего "коллектора
Габариты, мм:
длина
ширина
вьгота
Масса агрегата с грузом, кг
Подача насоса (песчано-жндкоствая смесь),
м3/ч:
минимальная .
• , . . .
максимальная
, . .
Давление при подаче, МПа:
минимальной
максимальной
Максимально допустимая плотность перекачиваемой пульпы, кг/м"
Привод пескового насоса и маслонасоса . ,
Полезная вместимость смесителя (аккуму8
лятора), м
248
4ПА
6,5
9
50
Центробежный
песковый 4ПС-9
УСП-50
6,83
9
50
Центробежный
песковый 5ПС-10
60
200
135
0,3
0,22
0,3
0,22
10 9
1630
1630
От тягового двигателя ЯМЗ-238
1
1
5
m1
1
50
100
50
100
8700
2625
3650
23000
9530
2600
3750
22 440
П е с к о с м е с и т е л ь н ы й а г р е г а т 4ПА предназначен для
аккумулирования, транспортирования песка, приготовления песчано-жидкоетной смеси и подачи ее с подпором к насосным агрегатам при гидравлическом разрыве нефтяных и газовых пластов.
Агрегат может транспортировать также сухой цемент, автономно
приготовлять цементные растворы и песчано-жидкостные смеси в
широком диапазоне концентраций, необходимых для всех видов
обработки нефтяных и газовых скважин.
Все узлы агрегата 4ПА смонтированы на раме 10, прикрепленной к шасси автомобиля КрАЗ-257 (рис. 11.12). Оборудование
агрегата состоит из бункера 4, рабочего 3 и загрузочного 5 шнеков,
Техническая характеристика агрегата 4ПА н УСП-50
Марка агрегата
9
Вместимость бункера, м
Масса транспортируемого песка, т
Подача рабочего шнека, т/ч, не более . . .
Насос
33
5
Рис. 11.12. Пескосмесительный агрегат 4ПА
17—5080
регулятора 9 подачи сыпучего материала в аккумулятор 2, центробежного пескового насоса //, гидросистемы 12, раздаточного 8 и
приемного 7 коллекторов и другого вспомогательного оборудования. Пульт управления / агрегата расположен в кабине автомобиля.
Бункер 4 вместимостью 6,5 м3 предназначен для аккумулирования и транспортирования песка и представляет собой цельнометаллическую сварную емкость круглого сечения с коническим
днищем. Бункер продольной перегородкой разделен на два равных
отсека, что позволяет одновременно транспортировать в нем песок
двух фракций, Внутри бункера вмонтированы корпусы загрузочного и рабочего шнеков. Загрузочный шнек предназначен для загрузки бункера песком в полевых условиях, а рабочий шнек — для
. подачи песка из отсеков бункера в аккумулятор для приготовления песчано-жидкостной смеси.
Конструктивно рабочий шнек выполнен аналогично загрузочному шнеку. В нижней части корпуса рабочего шнека у вершины
конического днища бункера имеются два окна для сообщения
шнека с одним из отсеков бункера и поступления песка самотеком на прием шнека.
Установленные на окнах заслонки позволяют с помощью ручного механизма менять их положение, регулируя количество песка,
поступающего на прием рабочего шнека.
В крышке бунжера над каждым отсеком имеются люки для
загрузки бункера посторонними загрузочными средствами, осмотра и чистки отсеков. Бункер оборудован подъемной лестницей и
откидными ограждениями для безопасности работ.
Для очистки стенок бункера от песка на коническом днище
последнего смонтированы гтневмовибраторы 6, работающие от
пневмосистемы автомобиля.
Песок, транспортируемый рабочим шнеком, подается в мешалку по центральному рукаву- Регулятор подачи сыпучего
материала в мешалку состоит из поворотной заслонки, установленной в верхней части шнека 3, которая соединена с поплавковым регулятором уровня.
Количество подаваемого в камеру гидравлического смешения
сыпучего материала при приготовлении раствора небольшой
концентрации регулируется частотой вращения рабочего шнека
и заслонкой при помощи поплавкового регулятора уровня в зависимости от уровня смеси в смесителе. Избыточное количество
сыпучего материала по отводящему патрубку поступает обратно
в бункер.
В камере гидравлического смешения приготовляют раствор
требуемой концентрации, который затем поступает в смеситель 2,
где при помощи лопастной мешалки поддерживается равномерная концентрация раствора. Из мешалки раствор подается Песковым насосом И через раздаточный коллектор 8 к месту потребления; кроме этого, предусмотрен и непосредственный отбор раствора из смесителя. При приготовлении песчано-жидкостной смеси
250
с большой концентрацией сыпучего материала камеру гидравлического смещения заменяют проходной трубой, а жидкость из
коллектора и сыпучий материал из бункера поступают непосредственно в смеситель через сменную трубу.
- •.
Смеситель 2 предназначен для приготовления песчаио-жидкостной смеси. Он представляет собой металлическую цилиндрическую емкость с коническим днищем, лопастной мешалкой и
поплавковым указателем уровня. Сверху смеситель закрыт
крышкой, ,на которой смонтированы привод мешалки, а также
патрубки для подачи в смеситель жидкости-песконосителя.
В крышке имеется люк, через который в смеситель по центральному рукаву рабочего шнека подается песок.
Днище смесителя оканчивается патрубком, через который из
мешалки отбирают готовую песчано-жидкостную смесь. Отбор
готовой смеси из смесителя и подача ее к насосным агрегатам
проводятся Песковым насосом П.
Приемный коллектор агрегата имеет запорный и предохранительный клапаны. Запорный клапан связан с поплавковым регулятором уровня. Когда уровень смеси в смесителе поднимется,
запорный клапан постепенно перекрывается, давление в приемном коллекторе возрастает, открывается предохранительный клапан и поступающая в приемный коллектор жидкость-песконоситель сбрасывается по обратной магистрали. Система рассчитана
на закачку жидкости-песконосителя в приемный коллектор автоцистерны, насосы которой также оборудованы предохранительными клапанами, отрегулированными на давление I—1,5 МПа.
В этом случае предохранительный клапан агрегата 4 Па выполняет функции аварийного.
В качестве приводов рабочего, загрузочного шнеков и лопастной мешалки применены гидродвигатели Г15-23, получающие питание от гидросистемы 12 через одноступенчатые редукторы с
передаточными числами г = 3,33.
Гидросистема привода глдродвигателей (рис. П.13) включает
масляный бак 1, являющийся аккумулятором масла гидросистемы, сдвоенный лопастной насос 3 25П2-23 для подачи масла к
гидродвигателям под давлением; фильтры 4, дроссели 5 для регулирования частоты вращения оборотов гидродвигателей; обратные' клапаны 10 для создания в системе необходимого противодавления (0,08 МПа); вентили 6, установленные на выкиде гидродвигателей для сброса масла в масляный бак; вентили 7 для
отключения гидродвигателей рабочего шнека и смесителя при
работе загрузочного шнека и, наоборот,—отключения загрузочного шнека при приготовлении песчано-жидкостной смеси,
В масляном баке предусмотрен обогрев масла выхлопными
газами тягового двигателя автомобиля.
Пульт управления / (см. рис. 11.12) агрегата централизован
и расположен в кабине автомобиля, Все узлы агрегата смонтированы на раме 10, прикрепленной к шасси автомобиля .
17
*
251
Рис. 11.14. Кинематическая схема УСП-50:
1 — загрузочный шнек; 2 — двигатель Г15-23; 3 — шестерня г^57; 4 — шестерня г=17; 5 —
рабочий шмек; 6 — регулятор подачи сыпучего материала; 7 — заслонка регулятора подачи
сыпучего материала; 5 — мешалка; 9. Ю, 11 — звездочки 2=14; 12, 13, 20 — шестерки г=22;
14 — шестерня отбора мощности коробки передач г^ЗЗ; 15, 16, 17, 18 — шестерни г—27,
г-=43, г=26, -г=25; 19 — масляный насос 25Г12-23; 21 — песковый насос 5Пс-Ю; 22 ~~ раздаточный коллектор
§ 42. УСТРОЙСТВА ДЛЯ ХРАНЕНИЯ
И ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ РАБОЧИХ ЖИДКОСТЕЙ
Рнс. 11.13. Гидравлическая схема агрегата:
1 — масляный бак; 2 — муфтовый клапан; 3 — сдвоенный лопастной
пластинчатый фильтр; 5 —дроссели; 6, 7 — вентили; 8— манометр;
Г51-24; 1(1 — обратный клапан; ] 1 — пиния связи; 12 — линия дренажа
насос 25П2-23: 4 —
9 — гидродвнгатель
Пескосмесительная установка УСП-50 незначительно отличается от пескосмесительного агрегата 4ПА. Установка УСП-50 по
сравнению с пескосмесительным агрегатом 4ПА несколько модернизирована, конструктивно облегчена, однако имеет те же узлы,
что и агрегат 4ПА. На рис. 11.14 представлена кинематическая
схема установки УСП-50.
252
При гидроразрыве в качестве рабочих жидкостей используют
нефть, техническую воду, соляную кислоту, ССБ и др. Как правило, применяют имеющиеся на промысле нефть и техническую
воду. В то же время такие материалы, как ССБ и соляная кислота, привозят на промысел. ССБ транспортируют в обычных металлических цистернах, а соляную кислоту — в гуммированных
цистернах, керамических сосудах и стеклянных бутылях вместимостью 30—40 л. Ингибированную соляную кислоту можно перевозить и в обычных металлических емкостях.
На базах соляную кислоту хранят в стальных или деревянных
мерниках, защищенных кислотоупорной футеровкой или обмазкой. В качестве обмазки можно использовать битумную смесь или
нефтяной битум.
Для транспортирования и хранения соляной кислоты иногда
применяют так называемую «мягкую тару» — емкости из хлорпреновой резины, армированной хлопчатобумажной тканью.
ССБ на базах обычно хранят в металлических чистых мерниках, защищенных от попадания в них механических примесей и
влаги. В зимних условиях емкости, в которых хранится ССБ,
253
следует обогревать змеевиками или утеплять, иначе ССБ становится нетекучей.
Для перевозки рабочих жидкостей на промысле используют
любые емкости, смонтированные на санях, тележках и т. д.
В настоящее время отечественной промышленностью разработано
специальное оборудование (автоцистерны) для хранения и транспортировки рабочих жидкостей гидравлического разрыва. Применяемые на промыслах автоцистерны в основном отличаются
объемом емкости и способом транспортировки. В табл. 11.5 приведена краткая техническая характеристика автоцистерн.
Т а б л и ц а 11.5. Основные технические данные автоцистерн
Марка автоцистерны
Параметры
Монтажная база
Вместимость цистерны, м 3
Грузоподъемность, т
Привод насоса
Тип насоса
Наибольшая подача, л'с
Наибольшее давление, МПа
Частота вращения, об мия
Время заполнения цистерны мин
Потребляемая мощность прк
р=1000 кг м 3 , кВт
Масса, кг
Передаточное отношение редуктора
Всасывающее устройство
Диаметр манифольда, мм:
всасывающего
нагнетательного
Допустимая высота всасывания,
Масса автоцистерны, кг:
порожней
с жидкостью (р= 1000 кг м3)
Габариты, мм:
длина
ширина
высота
ЦРоОО
5,5
5,5
IB
13,4
1
140
7
15
850
—
4111'
AHH.Ii-257 ЫИ!-7,5-ЯЮА
ЦР-7АП
Шасси автомобилей
9,0
11
7,5
7,5
9,0
11
7,2
?,5
От тягового двигателя автомобиля
1В
Центробежный
18
13,4
18
12,5
1
0,7
0,7
0,7
170
3000
3000
3000
7
9
11
7
22
15
15
15
850
—
85
1,61
1,61
85
1,61
Эжекционное
100
50
6
100
50
6
100
50
6
100
50
G
100
50
8000
13 800
13 300
22 315
12355
23355
7625
14 825
12 170
19 677
7020
2660
2650
10 100
2740
2700
9980
2620
2850
6950
2590
2650
8590
2770
3070
6
Автоцистерна 4ЦР предназначена для перевозки жидкости,
необходимой при гидроразрыве пласта, с плотностью до 1200 кг/м3
и подачи ее в пескосмеситель и в насосный агрегат под давлением. Автоцистерна может выполнять следующие операции: наполнять свою цистерну жидкостью из сторонней емкости, подавать
жидкость из своей цистерны или посторонней емкости и перевозить жидкость.
254
Рис. 11.15. Автоцистерна 4ЦР:
а — антоцистерна; (5—кинематическая схема; / — двигатель; 2 — раздаточная коробка; 3,
5, 9, 10—шестерни; 4, 0—звездочки; 7 — вал трансмиссионный; 8—насос IB; II — маномсгр; 12 — воздушный колпак; 13 — нагнетательный коллектор; 14 — предохранительный
клапан; 15 — цистерна; 16 — трехходовой кран; 17 — всасывающий" трубопровод; IS — нагнетательный трубопровод
Оборудование автоцистерны 4ЦР смонтировано на шасси автомобиля КрАЗ-257 и состоит из цистерны, вертикального плунжерного насоса, коробки отбора мощности и манифольда.
Корпус / цистерны (рис. 11.15,а) вместимостью 9,15 м 3 разделен поперечными перегородками-волнорезами на пять сообщающихся отсеков, уменьшающих гидравлический удар на днище
цистерны при резком изменении скорости движения автомашины.
Верхняя часть цистерны оборудована люком 4 диаметром
400 мм с дыхательным клапаном. Люк предназначен для периодического осмотра и ремонта узлов внутри цистерны. Для удобства обслуживания на крыше цистерны имеются лестница и
площадка, огражденные перилами.
Расход жидкости из цистерны контролируют по поплавковому
уровнемеру 7, который расположен в средней части цистерны,
Шариковый поплавок уровнемера перемещается по вертикали
направляющей трубы 6 в соответствии с положением уровня
255
жидкости в цистерне. Поплавок, свободно посаженный на рычаг 8,
перемещаясь в направляющей трубе вместе с уровнем жидкости,
поворачивает вокруг оси в кронштейне зубчатый сектор 2, жестко
связанный с рычагом. Зубчатый сектор находится в постоянном
зацеплении с конической шестерней, ось которой связана с указателем (стрелкой) уровнемера. Вертикальное перемещение
поплавка преобразутся конической парой (сектор-шестерня) во
вращательное движение стрелки циферблата. По положению этой
стрелки определяют количество израсходованной жидкости. Нулевое деление шкалы соответствует максимальному заполнению
цистерны. Цена одного деления шкалы—1000 л; точность измерения ±200 л.
Для выравнивания давления в цистерне с атмосферным в
процессе приема или откачивания жидкости на колпаке поплавкового указателя установлен дыхательный клапан 3 шарикового
типа.
В зимний период жидкость в автоцистерне можно подогревать. Подогревательное устройство представляет собой два пучка труб 5, симметрично расположенных вдоль цистерны в нижней
части. Каждый пучок состоит из труб длиной 4000 мм. Для подогрева необходим какой-либо внешний источник тепла, например парогенератор передвижной установки ППУ.
Перед разогревом цистерна должна быть по возможности
установлена горизонтально. Горизонтальное положение цистерны
позволяет обеспечить непрерывный свободный сток конденсата,
что очень важно для эффективной работы парового обогрева.
Подвод пара к коллектору осуществляется паровым шлангом
Д у 50. Пар следует спускать осторожно. Перед присоединением
парового шланга осмотреть резьбовые и болтовые соединения
подогрева; ослабленные соединения подтянуть. Убедившись, что
подогревательное устройство в исправности, начинают постепенно впускать пар. После прогрева системы количество впускаемого пара постепенно увеличивают.
Подогревательная система работает нормально, если из спускного коллектора выходит лишь конденсат, а не пар. Регулируют
подачу пара вентилем, установленным на спускном коллекторе.
Для заполнения цистерны жидкостью и подачи этой жидкости от цистерны на прием насосных агрегатов или в пескосмеситель в процессе гидроразрыва пласта между кабиной автомашины и цистерной установлен вертикальный трехплунжерный насос.
Насос 8 (рис. 11.15) приводится в действие от тягового двигателя / автомашины через коробку отбора мощности, Для привода на консольном конце вала этой коробки закреплена звездочка 4. С помощью двухрядовой цепи с шагом 25,4 мм движение
передается на звездочку 6, установленную на стояке. Передаточное отношение цепной передачи — 2,28. Натяжение цепи регулируют натяжным устройством, помещенным на этой стойке.
Эта трансмиссия соединяется с трансмиссионным валом 7 насоса
цепной муфтой. На валу закреплена зубчатая шестерня 9, нахо256
дящаяся в постоянном зацеплении с зубчатым колесом 10 коренного вала насоса 1В.
Обвязка насоса 1В состоит из всасывающего 17 и нагнетательного 18 трубопроводов и двух трехходовых кранов 16.
Рабочее давление ограничено установкой предохранительного
клапана 14 на нагнетательной линии. В случае повышения давления сверх заданного предохранительный клапан сбрасывает
избыток жидкости во всасывающий трубопровод.
Клапан регулируют на заданное давление регулировочной
пробкой. Для смягчения гидравлических ударов на нагнетательной линии расположен воздушный колпак 12.
Автоцистерны типа АЦН. В настоящее время отечественная
промышленность выпускает автоцистерны типа АЦН. Они предназначены также для транспортирования рабочей жидкости и
подачи ее пескосмесительному или насосному агрегату при гидравлическом разрыве пластов. Оборудование цистерн монтируется на шасси автомобилей тре-х типов различной грузоподъемности и проходимости. На этих цистернах плунжерный насос
заменен центробежным.
Принципиальная схема автоцистерны типа АЦН приведена на
рис. 11.16.
Конструкция емкости цистерны незначительно отличается от
таковой в автоцистерне 4ЦР. Отличительная особенность автоцистерн типа АЦН — использование в оборудовании центробежного насоса, а следовательно, и принцип работы перекачивания
жидкости.
1 2
1
4
SB
7
8
3
1Z 13 1h fS
Z0 21
22 23
Z5 26
К 17 18
Z7
Рис. 11Л6. Принципиальная схема автоцистерны типа АЦН:
/ — дыхательный клапан; 2 — лкж-лаэ; 3 — цистерна; 4 — труба подогрева; 5 — отстойник;
6 — указатель уровня: 7 — блок насоса; 8 — шланг; 9 — эжектор; 10 — пнеимоклапан; П,
17 — трубопроводы; 12 — редуктор насосного блока; !3 — предохранительная муфта; 14 —
коробк,-! передач аитомобиля; 15 — тяга; 16, 22, 24 — трехходовой кран; 18 — ресивер; t9 —
аадиижка; 20 — напорный шланг; 2/ — быстрисъемное соединение: 23 — фильтр; 25 — сливной кран; 26 — пусковой клапан; 27 — мановакуумметр; 28 — карданный вал; 29 — коробка
отбора мощности; 30 — жгут проездов; Si — такомстр; 32 — всасывающий шланг
2Б7
Насосный блок — единое целое центробежного насоса 4МКЭ5X1 с блоком редуктора-ускорителя. Насос получает вращение через редуктор-ускоритель, коробку отбора мощности и карданный
вал от двигателя автомобиля. Во избежание перегрузки трансмиссии и поломки коробки отбора мощности или коробки перемены
передач автомобиля на карданном валу установлен предохранительный штифт.
Уплотнение вала со стороны насоса осуществляется торцовым
уплотнением марки Т9Е. Все валы редуктора установлены на подшипниках 309, которые в зависимости от климатических условий
смазываются авиационными маслами МК-22 или МС-14. Масляная ванна редуктора имеет объем около 2,5 л.
Коробка отбора мощности (рис. 11.17) крепится к люку короб-
Рис. 11.17. Коробка отбора мощности автоцистерны типа АЦН:
/ — корпус; 2— пружина; 3 — шток; 4 — вилка переключения; 5 — в а л ; 6— ось; 7 — промежуточная шестерня
ки перемены передач автомобиля и состоит из корпуса 1, оси 6 с
шестерней 7, находящейся в постоянном зацеплении с шестерней
отбора мощности коробки перемены передач автомобиля. На
шлицевом валу 5 находится шестерня, перемещающаяся по шлицам при помощи вилки переключения 4, закрепленной на штоке
3. На другом конце штока установлен поршень пневмоцилиндра,
который предназначен для включения коробки отбора мощности
сжатым воздухом автомобиля. Включение производится возвратной пружиной 2.
Манифольд представляет собой систему трубопроводов, шлангов и запорной арматуры. Особенность манифольда —пусковой
клапан насоса, с помощью которого режим всасывания жидкости
и выход на рабочий режим насосного блока осуществляются из
кабины водителя. Расход жидкости контролируется по указателю
уровня, а напор перекачивания и вакуум при заполнении цистерны— с помощью мановакуумметра.
258
Всасывающее устройство, работающее от пневмосистемы автомашины, представляет собой эжектор и пневмоклапан, собранные
в одном корпусе.
Принцип работы автоцистерны ясен из рис. 11.16,
Направление движения жидкости для различных операций зависит от положения задвижки пробкового трехходового крана
(«открыто» или «закрыто»).
При заполнении цистерны жидкость поступает во всасывающий шланг 32, трехходовой кран 24 и насосным блоком 7 нагнетается в цистерну через обратный клапан 26, напорный шланг 20,
трехходовой кран 22 и отстойник 5.
При откачке из цистерны жидкость из отстойника 5 через
трехходовой кран 22 поступает в насосный блок 7 и нагнетается
через обратный клапан 26 и напорный шланг 20.
В случае перекачки без использования своей цистерны жидкость поступает во всасывающий шланг 32, трехходовой кран 24
и нагнетается насосом 7 через обратный клапан 26, трехходовой
кран 22 и напорный шланг 20.
Обратный клапан 26 служит для автоматического вывода насосного блока 7 на рабочий режим, а по мановакуумметру 27 контролируется напор.
Всасывающее устройство служит для заполнения полости насоса и всасывающего рукава перекачиваемой жидкостью перед
пуском насоса. Всасывающее устройство работает следующим образом. Сжатый воздух от компрессора автомобиля поступает в
ресивер автомобиля 18 и, далее, через трубопровод 17 к трехходовому крану 16, управление которым тягой 15 выведено в кабину водителя. Трехходовой кран имет три положения: «вкл. эжектора», «выкл» и «вкл. КОМ», которые указаны на табличке возле
рукоятки тяги. При положении трехходового крана «вкл. эжектора» сжатый воздух поступает по трубопроводу 11 в эжектор 9 и
через шланг сброса 8 выходит в атмосферу. Одновременно сжатый воздух поступает в пневмоклапан 10, который открывается и
соединяет рабочую полость насоса с эжектором 9. При работе
эжектора будет создаваться разрежение и рабочая жидкость начнет заполнять всасывающий шланг 32 и насосный блок.
По мере заполнения насоса жидкостью стрелка мановакуумметра будет плавно отклоняться, показывая увеличение разрежения, и, когда жидкость достигает эжектора, начинает колебаться.
Колебания стрелки мановакуумметра будут означать, что насос
заполнен жидкостью. После этого следует выжать сцепление автомобиля и плавно перевести рукоятку тяги 15 в положение «вкл.
КОМ», при этом пневмоклапан 10 под действием возвратной пружины закроется. Сжатый воздух по трубопроводу // поступит в
пневмоцилиндр коробки отбора мощности 29 и включит ее. Затем
можно пустить насосный блок 7, включив сцепление автомобиля.
Насосный блок работает при нейтральном положении рычага коробки перемены передач автомобиля. Для остановки насосного
блока необходимо выжать сцепление автомобиля, перевести руко•2Й9.
ятку /5 в положение «выкл». При этом трубопровод // соединится с атмосферой через кран 16, трубопровод 11, эжектор 9 и
шланг 5. Воздух из пневмоцилиндра коробки отбора мощности
будет выпущен, и коробка отбора мощности выключится под действием возвратной пружины.
При откачке жидкости из цистерны пользоваться всасывающим устройством нет необходимости, так как жидкость поступает
в полость насоса самотеком. При этом необходимо выжать сцепление и перевести рукоятку тяги 15 в положение «вкл. КОМ».
Включением сцепления пускается в работу насосный блок.
Кроме перечисленных автоцистерн, в некоторых производственных объединениях используются
цистерны типа ЦР-20. Цистерна вместимостью 17 м3 смонтирована на прицепе 4МЗАП-5523 и
транспортируется тягачом ЯАЗ-221 или трактором. Основные узлы
автоцистерны: цистерна с уровнемером поплавкового типа, подогревательное устройство для подогрева перевозимых жидкостей.
Hacof IB с приводом от двигателя ГАЗ-51 через коробку перемены
передач и центробежный насос ВК-18.
Для транспортирования ингибированной соляной кислоты и
подачи ее на насосный агрегат при кислотной обработке призабойной зоны скважины применяются специальные кислотовозы
КП-6,5 и прицеп-цистерна ПЦ-6К.
К и с л о т о в о з КП-6,5 (рис. 11.18), смонтированный на автомобиле КрАЗ-225Б, состоит из гуммированной цистерны, центробежного одноступенчатого насоса, трубопроводов и запоркой
арматуры.
Техническая характеристика КЛ-6,5
3
Вместимость цистерны, м . . .
6
3
Подача насоса ЗХ-9В-51, м ."! 29-60
Допустимая
ния, м
Напор, ч
высота
всасыва-
2—5
35
Габариты, мм:
лина
Д
• • • ширина
Масса, кг
Масса транспортируемой
кости, кг, не более
•
жид-
^ .
2750
13 420
6450
П р и ц е п - ц и с т е р н а П Ц - 6 К предназначена для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты концентрацией 8—21 %. Допускается добавлять в транспортируемую жидкость плавиковую кислоту в количестве до 5 % и уксусную кислоту до 2 % от объема соляной кислоты. Цистерна смонтирована на
шасси автомобильного прицепа МАЗ-8926.
Техническая характеристика ПЦ-бК
Вместимость цистерны, м 3 . . .
6
Диаметр трубопровода, мм:
наливного, с пробковым краном
•
МО
сливного, с секторным кра50
н о м
Габариты, мы:
длина
ширина
высота
Масса (без груза), кг
7693
2500
2950
4593
При отсутствии специальных кислотных агрегатов скважины
обрабатывают при помощи цементировочных и промывочных агрегатов с последующей тщательной промывкой водой насосов и
манифольдов.
§ 43. ЛАКЕРЫ, ИХ НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО
Рис. 11.J8. Кислотовоз КП-6,5:
/ — система самовсасывания; 2 —маковакуумметр; 3 —цистерна;
межуточная трансмиссия; 6 ~ насос центробежный
260
— трубопровод; 5 — про»
В нефтяной промышленности пакеры применяются при изоляционных работах для раздельной эксплуатации скважин, перекрытия доступа верхних вод к забою через дефект в колонне, при
гидравлическом разрыве пласта и др.
Пакеры можно классифицировать по способу установки их в
скважине, деформации уплотнительного элемента от перепада
давлений, который пакер воспринимает, а также по способу спуска пакера в скважину.
По способу установки в скважине различаются пакеры с опорой па забой и пакеры без опоры на забой, т. е. «висячие». Пакер
с опорой на забой спускают в скважину с хвостовиком. Преимущество этих пакеров — простота и надежность конструкций и легкость уплотнения в скважине. Однако для установки пакера необходимо иметь твердый забой, а также дополнительные трубы для
хвостовой опоры. Кроме того, в процессе гидроразрыва при образовании песчаных пробок возможен прихват хвостовика песком.
Преимущество пакеров висячего типа (без опоры) — возможность
установки на любой глубине ствола скважины. При использова261
нии этих пакеров образование песчаных пробок на забое осложнений не вызывает.
По способу деформации уплотнительного элемента и герметизации колонны пакеры делятся на механические и гидравлические.
У механических пакеров уплотнительный элемент срабатывает
от воздействия на него веса колонны труб. Преимущество этих
пакеров — простота конструкции и высокая надежность в работе.
К недостаткам следует отнести необходимость обязательно нагружать их весом труб, что не всегда возможно (например, при
небольших глубинах спуска пакера).
У гидравлических пакеров резиновый элемент деформируется
и герметизирует колонну под действием давления, создаваемого
нагнетаемой жидкостью. Эти пакеры способны воспринимать перепады до 50 МПа и более. Однако конструкция этих пакеров
сложнее конструкции механических, что является их недостатком.
При гидравлическом разрыве пласта для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который полностью разобщает
призабойную зону скважины от ее вышележащей части.
При давлении до 30 МПа применяют пакеры с опорой на забой типа ПМ, ОПМ, конструкции ОК.Б-РЭ, пакеры АзНИИ и др.,
а также пакеры без опоры на забой типа ПШ, конструкции
ОКБ-БН, ГрозНИИ и др.
П а к е р ы с о п о р о й на забой. Широкое распространение получили пакеры типа ПМ (рис. 11.19, а). Пакер этого типа применяется при давлении до 30 МПа. Он оборудован двумя уплотнительными резиновыми манжетами и телескопическим устройством
для деформирования резиновых манжет.
Процесс изоляции с использованием пакера ПМ проводится в
следующем порядке. Посредством переводника 10 к пакеру присоединяют хвостовик колонны, через который пакер опирается на
забой скважины. Пакер спускают в скважину на колонне труб,
которые соединены с ним посредством головки /. После установки хвостовика на забой под давлением веса труб, на которых спущен пакер, головка пакера 1 вместе с штоком 3 и опорным кольцом 2 перемещается вниз при неподвижных основании 7, кожухе
9 и переводнике с хвостовиком. При схождении колец 2, 4 и в
сжимаются резиновые манжеты 5, деформируя их {длина их
уменьшается, а диаметр увеличивается) и надежно герметизируя
пространство между обсадной колонной и пакером.
В процессе проведения гидравлического разрыва пласта, когда
давление под пакером повышается, дальнейшее уплотнение резиновых манжет происходит автоматически.
По окончании процесса колонну труб, на которых опущен пакер, поднимают, головка со штоком перемещается вверх до упора
муфты 8 в основание 7, резиновые манжеты разгружаются и принимают первоначальную форму и размеры. Пакер извлекают на
поверхность.
262
Рис. 11.19. Пакеры:
я — ОКБ ПМ; б— ПШ-168; в —пакер ПГ-500: 1 — топота; 2 — кольцо; 3 —ограничительная манжета; 4 — ограничитель; 5 — шток; 6 — упор; 7 — гидравлическая манжета- S —
корпус
фокаря; 9— фонарь; 10 — штуцер; г —пакер автоматический АзНИИ- ; —муфта*« О Р П 2 С ; * Т м а я ж с Т а - ^ - ^ в к а ; 5- шайба; 6 - поршень; 7 - к о л ь ц о ; в - подкладная
шайба; S - рубашка; 10 - шток;
11 - гайка;
« - в и н т с цилиндрической головки»; 13экстрактор; 14 — патрубок корпуса; IS— амортизатор; 16 — винт; П, И—стопорные кольца
На случай прихвата пакера для облегчения обуривания его
фрезой распорные кольца 2, 4 и 6 изготовляют из дюралюминия.
Пакеры ПМ-146, ПМ-168 и ПМ-219 можно спускать в обсадные колонны с внутренними диаметрами соответственно 127—132,
148—154, 197—203 мм. Если необходимо применять указанные пакеры в обсадных колоннах с внутренними диаметрами меньше
127, 148 и 197 мм, пакеры соответственно протачивают снаружи
(резиновые манжеты и распорные кольца) до диаметров 118 136
и 187 мм.
Кроме пакеров ПМ, на промыслах применяются пакеры
конструкции ГрозНИИ, АзНИИ, Карнаухова, Пономарева и др.
Эти пакеры работают, как правило, по принципу пакера ПМ.
Применять пакеры с опорой на забой не рекомендуется, если
263
может произойти прихват хвостовика. В этом случае применяют
«висячие» пакеры.
П а к е р ы б е з о п о р ы на з а б о й . В отличие от описанной выше конструкции пакеры без опоры на забой, или «висячие», или пакеры шлипсового типа для герметизации затрубиого
пространства не требуют хвостовой опоры. Пакеры шлипсового
типа можно устанавливать на любой глубине скважины.
На рис. 11.19,6 представлен шлипсовый пакер ПШ-168, предназначенный для посадки в обсадной колонне без опоры на
забой. В конструкцию пакера входят шток 4, на который надеты
конус 7, дюралиминиевые кольца 2, 5, 6 и резиновые манжеты 3.
На верхний конец штока навинчена головка пакера 1, на нижний
конец—короткий хвостовик 10. На хвостовик надет фонарь 9,
имеющий плашки 8, пружины // и замок 13. Положение фонаря
на хвостовике фиксируется замком 13 при помощи штифта 12.
Спускают пакер в скважину на заливочных трубах. По достижении им заданной глубины колонну с пакером приподнимают
на 0,3—0,5 м.
Вследствие трения фонарных пружин 9 об-обсадную колонну
узел фонаря смещается вниз относительно поднимаемого пакера,
штифты 12 выходят из углублений крючкообразных захватов и
упираются в открытый участок замковой муфты 13. При повороте колонны труб по часовой стрелке на один-два оборота
штифт 12 попадает а прорезь замка 13. Затем заливочные трубы
опускают вниз. При этом фонарь 9 пружинами // удерживается
в обсадной колонне в верхнем положении. Конус 7 раздвигает
плашки 8 до упора их в обсадную колонну, и они удерживаются
вместе с конусом на месте. Головка / со штоком 4 продолжает
перемешаться вниз, сжимая резиновые манжеты 3 до упора в
стенки обсадной колонны, герметизируя кольцевое пространство
скважины.
Резиновые манжеты устроены так, что в сжатом виде они
принимают грушеобразную форму. С повышением давления под
пакером края манжет плотно прижимаются к стенке эксплуатационной колонны, создавая дополнительное уплотнение.
Пакер извлекают на поверхность при подъеме колонны труб,
при этом конус вытягивается из-под плашек и контакт их со
стенкой скважины нарушается, а уплотнительные манжеты разгружаются и принимают первоначальную форму.
Пакер ПШ рассчитан на перепад давлений до 30 МПа и
выпускается тех же размеров, что и пакер ПМ.
Кроме описанной конструкции пакера типа ПШ, известны
пакеры без опоры на забой конструкции АзИНМАШ (тип ПС),
конструкции ГрозНИИ (типы «висячий», ЦРМЗ и ПШУ-168).
Все эти конструкции пакеров рассчитаны на давление до 20—
30 МПа. В практике проведения гидроразрыва пласта имеются
случаи, когда давление превышает 30 МПа. Для этих случаев
разработаны пакеры типа ПШ-500, ПС-500, ПГ-500 и др.
264
§ 44. ЯКОРЯ, ИХ НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО
При проведении гидравлического разрыва пласта на пакер,
который изолирует часть низа колонны с высоким давлением,
действуют усилия, стремящиеся вытолкнуть его вместе с колонной труб на поверхность. Эти силы зависят от перепада давлений
под пакером и над ним и диаметра обсадной колонны и могут
достигать значительных величин.
Чтобы разгрузить колонну труб, на которой спущен пакер,
от сжимающих усилий и исключить выталкивание труб из скважины, применяют гидравлические якоря, которые спускают в
скважину вместе с пакером. Якорь устанавливают над пакером;
сила сцепления якоря с колонной тем больше, чем больше перепад давления.
Известны два типа гидравлических якорей: стержневые и плашечные. Основной рабочий орган якоря — плашки или стерженьки, которые под действием перепада давления внутри и вне
якоря выходят из его корпуса и острыми калеными концами врезаются в стенки колонны. Стержневые якоря удерживаются в
колонне с помощью цилиндрических каленых стерженьков,
а плашечные — с помощью плашек круглой или прямоугольной
формы.
Якоря, имеющие большое количество стерженьков (50—
80 шт.), более равномерно передают нагрузку на колонну, чем
плашечиые. Недостаток стерженьковых якорей — сложность их
изготовления, так как требуется большое количество стерженьков,
которые необходимо уплотнять.
Плашечные якоря конструктивно более просты в изготовлении и удобны в эксплуатации. Они обладают лучшей удельной
сцепляемостью (яз в 1,5 раза выше) плашки с колонной.
Все плашечные якоря для гидроразрыва пласта имеют внутри
резиновый патрубок, предназначенный для исключения перетока
жидкости из зоны высокого давления в якоре в зону низкого давления за якорем и передачи давления на плашки. Герметизация
плашек с помощью резинового патрубка удобна тем, что исключает необходимость индивидуальной герметизации каждой плашки.
К недостаткам плашечных якорей относится то, что при длительном нахождении якоря под давлением резина затекает в
окна плашек, появляется остаточная деформация резины, патрубок не принимает первоначальной формы. При необходимости
смены резинового патрубка его трудно извлекать из якоря.
Рассмотрим конструкции стержневого и плашечного якорей
ЯК-168, ЯПГ 168-500.
Я к о р ь г и д р а в л и ч е с к и й Я К - 1 6 8 предназначен для восприятия осевой нагрузки от пакера при избыточном давлении
ниже пакера до 30 МПа. Усилие, воспринимаемое якорем при
указанном перепаде давлений, равно 600 кН при коэффициенте
запаса 1,4 (рис. 11.20,а).
18—5080
«fiR
Якорь состоит из головки 1,
корпуса 2, стержней с гайками 3
(всего 88 шт.), центральной трубы 4 и хвостовика 5. Центральная труба предназначена для
ограничения перемещения стержней внутри якоря. Стержни с гайками расположены в корпусе
но четыре в ряд в плоскости, перпендикулярной к оси
якоря.
Зазоры между гайкой и корпусом, а также между стержнем
и гайкой уплотняются кольцами
из нефтестойкой резины 6.
Посредством
хвостовика 5
-якорь соединяется с пакером, а
к головке 1 подсоединяется колонна труб, на которых пакер и
якорь спускают в скважину.
Связь якоря с обсадной колонной происходит следующим
образом: при создании избыточного давления внутри якоря жидкость давит на торцы стержней,
выталкивая их до сцепления
с внутренними стенками обсадРис. 11.20. Якоря
ной колонны.
Я к о р ь н л а ш с ч н ы й Я П Г I 6 8-5O0 предназначен для восприятия осевой нагрузки от паксра при избыточном давлении
ниже пакера до 50 МПа.
Усилие срыва при указанном перепаде давления равно 1,25 Мч
при коэффициенте запаса 1,4.
Якорь состоит из головки / (рис. 11.20,6), корпуса 2, плашек
3 диаметром 45 мм, удерживающих шпонок 4, винтов 5, трубки
6, патрубка 7 и хвостовика S. Плашки (16 шт.) расположены в
корпусе по четыре в ряд в плоскости, перпендикулярной к оси
якоря. По вертикали ряд от ряда смешен на полшага — нсего
четыре ряда. Расположение плашек в шахматном порядке уменьшает длину якоря и обеспечивает равномерное распределение нагрузки на обсадную колонну.
Шпонки (8 шт.) предназначены для предотвращения выпадения плашек из корпуса.
Связь якоря с обсадной колонной происходит следующим образом: при создании избыточного давления внутри якоря жидкость, пройдя через отверстие в патрубке 7, раздувает резиновый
патрубок 6 и выталкивает плашки из корпуса до сцепления их
с внутренними стенками обсадной колонны. Резиновый патру^
бок изготовляется из нефтестойкой резины.
266
§ 45, АРМАТУРА ДЛЯ ОБУСТРОЙСТВА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
ПРИ ГИДРАВЛИЧЕСКОМ РАЗРЫВЕ ПЛАСТА
Специфичность работ по проведению гидроразрыва потребовала разработки специальной устьевой арматуры. При небольших
давлениях (до 15—20 МПа) могут быть использованы цементировочные головки. При этом каждый отвод головки оборудуют обратным клапаном шарикового типа, обеспечивающим автоматическое отключение вышедших из строя агрегатов. В настоящее
время разработана универсальная устьевая арматура типа
2АУ-700 конструкции АзИНМАШ.
У н и в е р с а л ь н а я а р м а т у р а у с т ь я 2АУ-7 00. Эта арматура .обеспечивает нагнетание рабочих жидкостей в трубное
и затрубное пространства; изменение направления потока рабочей жидкости без нарушения обвязки; герметизацию межтрубного
пространства, в том числе при спуско-подъемных операциях насосно-компрессорных труб с муфтами; опрессовку напорных линий от насосных агрегатов до устья и перекрытия одной из них
при выходе из строя.
Арматура устья 2АУ-700 (рис. 11.21) состоит из трубной 6
и устьевой / головок, пробковых кранов 10, угольников 5, тройников 12. Она также имеет глухую 9 и муфтовую 8 крышки.
Трубная головка рассчитана на давление до 70 МПа и предназначена для соединения с насосно-компрессорными трубами,
спущенными в скважину. Наличие комплекта переводников 4 позволяет обвязывать головку с трубами диаметром 60, 73 и
89 мм. Головка имеет три боковых отвода, два из которых служат для подсоединения насосных агрегатов, а третий — для сообщения труб с атмосферой. Сверху в головку ввинчен патрубок 7 со ступенчатой муфтой под элеватор. К муфте присоединен разделитель с вентилем и манометром. При необходимости
через патрубок в скважину можно спускать глубинные приборы
и пластмассовые шары диаметром до 40 мм.
Устьевая головка предназначена для герметизации межтрубного пространства, образуемого насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной скважины. В корпусе головки расположена армированная резиновая манжета 2, присоединяемая винтами к крышке 3. Манжета уплотняет стенки корпуса, а также
трубы и соединяющие их муфты. Крышка крепится к головке посредством накидной гайки. Для извлечения манжеты из корпуса
устьевой головки в накидной гайке предусмотрены специальные
винты, которые при отвинчивании гайки захватывают крышку
и манжету. Устьевая головка имеет четыре отвода: два — для
соединения с трубной головкой, третий — для сообщения межтрубного пространства с атмосферой, четвертый—-для манометра
с предохранительным клапаном. К первым трем отводам присоединяются пробковые краны.
На конце корпуса устьевой головки имеется резьба, позволяющая крепить арматуру непосредственно к обсадной трубе диа18*
267
Контрольные вопросы
1. Какие требования предъявляются к оборудованию для гидравлического
разрыва пласта?
2. Каковы отличия агрегатов, применяемых для гпдроразрыва пласта, от
агрегатов, применяемых для цементирования скважин?
3. Назовите отличительные особенности пескосмесите.мьных агрегатов и смесительных машин.
4. Пакеры, их назначение и конструктивные особенности.
5. Для чего применяют якоря?
6. Чем различается устьевая арматура для проведения работ по гидроразрыву и цементированию?
7. Можно ли применять цементировочное оборудование для проведения работ
по гидроразрыву пластов и, наоборот, оборудования для гпдроразрыва использовать при цементировании скважин?
Г л а в а 12
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Рис. 11.21. Универсальная арматура устья 2АУ-700:
f — устьевая головка; 2 — резиновая манжета; ,3 — крышка; 4 — переводники; 5 — угольник;
6 —трубная головка; 7 — патрубок; 8 — муфтовая крышка; 9 — глухая крышка; W — пробковый кран; 11 — быстроразъемное соединение; 12— тройник
метром 168 мм или с помощью переводников на трубы других
диаметров.
Краны арматуры — проходные с цилиндрической пробкой и
уплотняющими седлами. Арматуру собирают из отдельных узлов,
соединенных быстро разборными соединениями 11.
Глухую крышку используют при проведении работ непосредственно в обсадной колонне, муфтовую — в тех случаях, когда
силы от давления в скважине не могут быть уравновешены весом
спущенных труб.
Техническая характеристика арматуры устья 2АУ-700
Головка арматуры
.
Максимальное рабочее давление, МПа
Количество присоединяемых линий
Условный диаметр проходного отверстия, мм
Масса гоювок (без присоединяемых узлов), кг
Диаметр уплотняемых труб и муфт, мм
Условный диаметр проходного отверстия крана с цилиндрической пробкой, мм
268
Трубная
Устьевая
70
32
".
2
50
50
35
60
60, 73, 89
SO
В нефтяной промышленности принята единая система работ
по созданию и обеспечению безопасных условий труда, которая
предусматривает следующее: порядок обучения персонала безопасным методам работы; формы и методы пропаганды вопросов охраны труда; порядок разработки и осуществления мероприятий по
безопасным и здоровым условиям труда; организацию и порядок
осуществления ведомственного (оперативного) контроля состояния
условий труда; расследование и анализ несчастных случаев на
производстве, нарушений правил и норм безопасности, порядок
оперативной информации по профилактике производственного
травматизма; рекомендации по материальному стимулированию
улучшения условий труда.
В нефтяной промышленности действуют и являются обязательными для всех предприятий и организаций «Правила безопасности
в нефтегазодобывающей промышленности». Кроме общих правил,
разрабатываются местные правила и инструкции по безопасным
условиям труда, которые также обязательны для конкретных предприятий и организаций.
§ 46.
ПРАВИЛА ДОПУСКА РАБОЧИХ К РАБОТЕ
Рабочие, поступающие на предприятие, а также меняющие профессию, проходят производственный инструктаж по технике безопасности. Объем и содержание инструктажа устанавливает главный инженер предприятия.
Инструктаж по общим вопросам проводит инженер по технике
безопасности, а по специальным вопросам техники безопасности,
связанным с выполняемой работой, — мастер или начальник цеха!
269
Ознакомление с правилами обслуживания оборудования и аппаратуры проводит механик и инженер по цементированию.
После прохождения инструктажа рабочий стажируется на рабочем месте под руководством квалифицированного рабочего (оператора) в течение не менее 2 недель.
Затем комиссия под руководством главного инженера предприятия (цеха) проверяет знания инструктируемого, Только после
успешной сдачи экзаменов рабочий допускается к самостоятельной
работе.
Повторный инструктаж по технике безопасности проводится не
реже одного раза в год. Сроки, порядок и оформление соответствующих документов о прохождении инструктажей и проверке знаний
определены положением о порядке обучения рабочих безопасным
методам работы.
. Лицам, прошедшим стажировку и проверку знаний, выдается
удостоверение установленного образца за подписью председателя
комиссии.
§ 47. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ
Прежде чем начать цементирование колонны, ведут подготовительные работы: подготовку цемента, транспортирование его на
буровую и загрузку в цементосмесительные машины, расстановку
и обвязку агрегатов на площадке около буровой, опрессовку линий
и т. п. От успешного проведения подготовительных работ зависит
успех цементирования скважины.
Каждый вид подготовительной работы имеет свои особенности,
которые необходимо знать и учитывать, чтобы правильно выполнить ее во избежание травматизма.
Транспортирование, подготовки и затаривание цемента в ценентосмеситель. В нефтяных районах, где отсутствуют механизированные склады, цемент поставляется на буровую в мешках и цементосмесители загружаются вручную. В районах Крайнего Севера
цемент, как правило, завозится раз в год в зимнее время. Долгое
складирование цемента приводит к его слеживанию и комкованию.
Для того чтобы не было простоев в процессе цементирования, а также для улучшения качества цементирования такой цемент нужно
предварительно проссивать.
Цемент рекомендуется просеивать на цементном складе, специально оборудованном для этой цели. Просеивать цемент можно
двумя способами: ручным с помощью подвешенного сита и механизированным способом с помощью вибрационных сит. И в том, и
в другом случаях неизменным остается необходимость подносить,
распаковывать мешки и высыпать из них цемент. При ручном способе необходимо соблюдать правила безопасности при переносе
грузов, а также предохранять слизистую оболочку рта и носа от
раздражения цементной пылью. Цементная пыль может вызвать
омертвление отдельных участков оболочки глаза. В отдельных
270
случаях возможна временная глухота, обусловленная закупоркой
слухового входа. На коже цементная пыль вызывает цементную
чесотку, язвы, экзему. Попадание цемента в легкие вызывает сили-3
коз. Предельно допустимая концентрация цементной пыли 10 мл/м .
При просеивании и пересыпании цемента в мешки следует обязательно пользоваться спецодеждой, фартуком из плотной ткани,
респираторами, противогазами или марлевой повязкой и очками.
При переносе затаренного цемента вручную предельная норма
на каждого рабочего не должна превышать 50 кг для мужчин (для
грузчиков-профессионалов 80 кг) и 20 кг для женщин. Подростки
к работе по погрузке и разгрузке цемента не допускаются. Предельное расстояние для переноски цемента и других материалов
вручную не должно превышать 50 м по горизонтали.
При складировании цемента в штабеля должны быть приняты
меры, обеспечивающие устойчивость его от разваливания. Допустимая высота штабеля 1,5—1,7 м (т. е. 10—12 рядов из стандартных мешков).
Цемент в мешках из склада на буровую доставляется в грузовых автомобилях или на санях.
В кузов автомобиля цемент следует укладывать с соблюдением
следующих требований: перед загрузкой кузов автомобиля должен
быть вычищен и не иметь острых выступов (болтов, гвоздей) на
внутренней поверхности бортов и пола; цементные мешки следует
располагать равномерно по всей площади кузова, не превышая
уровня бортов автомобиля; мешки в кузове должны быть уложены
вертикально с небольшим уклоном в сторону кабины.
Сани для перевозки цемента должны иметь борта; цемент, уложенный на сани, не должен превышать уровня бортов.
Сопровождать цемент, сидя на груженых санях и в кузове груженого автомобиля, категорически запрещается.
Загружать цемент в бункер цементосмесителя можно с временной деревянной площадки, устроенной рядом с цементосмесителем,
и с автомашины. Для того чтобы удобнее было снимать мешки с
автомашины, открывают боковой или задний борт машины. Рабочий, стоящий в кузове машины, разрезает бумажные мешки и подает их рабочему, стоящему на земле. Последний высыпает цемент
из мешков в воронку загрузочного шнека.
При разгрузке с автомашины мешок нужно сначала подтащить
к борту, а затем уже разрезать его. При подтаскивании мешка к
борту автомашины рабочий не должен держать нож в руке. Нож
должен лежать около борта, где будет установлен мешок перед
разрезанием. При разрезании мешка движение ножа должно быть
направлено от себя.
Перед пуском цементосмесительной машины в работу необхо- •
димо проверить надежность оградительных щитов на цепных трансмиссиях. Воронка погрузочного шнекового транспортера устанавливается таким образом, чтобы передний край ее находился на
уровне пояса (не выше).
271
В процессе загрузки бункера очищать шнек от попавших в него
комков следует только при остановленном двигателе цементосмесительной машины; в это время запрещается нахождение водителя
в кабине. Оставшийся цемент внутри загрузочного шнека следует
удалить, включив обратный ход шнека. Цемент, скопившийся в
воронке, следует очистить совком или лопатой. Команду на пуск
и остановку шнека может давать только тот рабочий, который работает у шнека и регулирует его работу. Водитель смесителя,
управляющий из своей кабины работой шнека, должен знать этого
рабочего и слушать его команду.
§ 4S. УСТАНОВКА АГРЕГАТОВ НА ПЛОЩАДКЕ
До начала работ на скважине около буровой установки должна
быть подготовлена площадка для расстановки агрегатов, смесительных машин, автоцистерн, пескосмесителсй и другого необходимого оборудования.
Запрещается установка агрегатов, смесительных машин и другого оборудования возле трансформаторной будки, под токонесущими проводами и вблизи них.
Агрегаты должны быть установлены мерными емкостями к
буровой в один ряд. Запрещается установка агрегатов, пескосмесителей, смесительных машин и автоцистерн кабиной в сторону скважины.
Расстояние между буровой и агрегатами должно быть по возможности минимальным. При STOM В целях безопасности обслуживания агрегатов и возможности объезда какого-либо иэ них в сторону следует соблюдать следующие расстояния (в м):
от устья скважины £0 блока манифольда
от блока манифольдов до агрегатов
между агрегатами и гмесительными машинами
3 10
;:;5—10
5
Перед загрузкой бункера смесительную машину необходимо
установить на домкраты, а перед установкой загрузочного приспособления убедиться в исправности подъемного механизма.
Запрещается находиться под загрузочным приспособлением во
время его подъема.
Перед пуском загрузочного шнека необходимо проверить наличие и состояние ограждений на всех внешних движущихся механизмах.
Запрещается перемещать смесительные машины, если в них загружено более 12 т цемента.
Обвязка агрегатов. Разрешается обвязывать агрегаты только
после спуска колонны в скважину. Находиться па подъемных ыостках буровой во время спуска колонны и восстановления циркуляции запрещается.
Обвязка агрегата с устьем скважины должна быть «мягкой»,
т. е. гибкие колена должны обеспечивать амортизацию гидравлических ударов в линии при работе насосов. Перекрещивание напорных линий не допускается.
272
При креплении быстросвинчивающихся соединений не разрешается находиться против работающего молотком.
Давление подачи воды к гидросмесителю контролируется манометром, установленным или на компенсаторе, или на нагнетательной линии водяного насоса. Если согласно технологии затворения
давление на насадке гидросмесителя не превышает 1,5 МПа, то
воду в смесительную машину следует подавать по резиновым шлангам; если предусматривается давление затворения более 1,5 МПа,
то воду необходимо подавать только по металлическим шлангам.
Перед свинчиванием патрубков, угольников и других элементов
линий необходимо очистить, промыть и смазать резьбу и убедиться
в ее исправности. При правильном соединении резьба патрубка,
угольника и других элементов должна скрываться в муфте или
кране (в резьбовом соединении должно быть не меньше 10 ниток).
Соединение надежно крепится накидным ключом.
Скважины следует цементировать в дневное время. При вынужденном цементировании скважины в вечернее и ночное время
площадка для установки агрегатов должна иметь освещенность
не менее 25 лк. Кроме того, каждый цементировочный агрегат должен иметь индивидуальное освещение.
Работы необходимо выполнять в спецодежде и рукавицах.
Установка цементировочной головки. Погрузку и разгрузку цементировочной головки с агрегата следует производить подъемным
краном.
Цементировочную головку необходимо подавать на буровую с
использованием рабочего каната.
Муфта обсадной колонны должна находиться над столом ротора
не выше 1 м; если она поднята выше, то должен быть оборудован
монтажный настил.
При восстановлении циркуляции пребывание людей в буровой
не разрешается.
Олрессовка линий. После сборки напорной линии монтажные
узлы и оборудование опрессовывают на полуторакратное расчетное рабочее давление.
Опрессовку линий, а также устранение пропусков после опрессовки производят только по распоряжению руководителя работ.
Во время опрессовки обслуживающему персоналу и посторонним .лицам запрещается находиться вблизи линий. Они должны
быть своевременно предупреждены и удалены в безопасное место.
Одновременное устранение пропусков в одной линии и опрессовка другой запрещаются.
§ 49. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ
Процесс цементирования — ответственная операция, которая
проводится за весьма ограниченное время (1—3 ч). Одновременное
присутствие большого числа людей, вредное влияние цемента, различных химических реагентов, выхлопных газов, высокое давление,
при котором происходит процесс цементирования, одновременная
работа большого числа агрегатов и прочих машин, наличие шума
работающих двигателей, использование в некоторых случаях радиоактивных веществ и др, — отличительные особенности этого
процесса. Поэтому при цементировании скважин особое внимание
должно быть уделено технике безопасности.
Выезжающие на буровую цементировочные агрегаты и цементосмесительные машины должны быть исправны. Особое внимание
следует обращать на исправность механизмов управления, муфт
сцепления, манометров. Манометры без пломбы с указанием неистекшего срока проверки, с дефектами в виде отключений стрелки, нарушениями резьбы применять категорически запрещается.
При работе оператора на цементосмесительной машине должны
быть установлены и закреплены боковые перила, а загрузочные
люки закрыты специальной решеткой с ячейками 20X20 мм. Оператор должен перемещаться вдоль бункера по крыше только по
деревянному настилу.
Нельзя допускать, чтобы зимой лестница с поручнями и деревянный настил были покрыты льдом. Перед началом работы их
необходимо очистить от льда.
Проталкивая зависший цемент в бункере, оператор не должен
запускать скребок глубоко иод шнеки или между шнеками во
избежание поломки скребка и ушиба им.
Особое внимание следует уделять технике безопасности при
работе с цементосмесительными машинами СМ-10: они не имеют
ограждений, так как не рассчитаны на загрузку или догрузку на
буровой. Поэтому в процессе обслуживания этих агрегатов целесообразно применять специальные приставные лестницы и особую
осторожность соблюдать при перемещении по крыше бункера.
В случае забивания выкидной трубы или зависания замокшего
цемента в камере гидросмесителя оператор должен дать команду
и остановить двигатель цементосмесителя, быстро открыть смотровой люк приемной камеры и удалить замокший цемент из приемной камеры и горшка смесителя. При выполнении этой работы оператор должен остерегаться пореза руки о лопасти шнека.
Оператор второго или третьего разряда во время затворения
цемента должен стоять у расходного бака и лопатой очищать сетку от сгустков раствора. Он также очищает расходный бачок от
скопившихся в нем комков и выбрасывает цементную массу, находящуюся в углах и по стенкам бачка. Оператор должен при
этом работать в предохранительных очках, чтобы уберечь глаза
от брызг цементного раствора.
Во время закачки цементного раствора и продавочной жидкости операторы 3- и 4-го разрядов совместно с машинистами цементировочных агрегатов следят за состоянием нагнетательных и приемных линий.
При прокачке раствора происходит вибрация нагнетательных
линий, отчего соединения некоторых линий ослабляются и пропускают раствор. При появлении утечек в напорной и приемной линиях необходимо остановить агрегаты, подающие жидкость в эту
274
линию, перекрыть кран на цементировочной головке, снизить плавно давление и только после этого приступить к устранению неисправности.
По окончании цементирования после закрытия крана, установленного на цементировочной головке, необходимо затянуть гайку
пробки до отказа.
Снижать давление на напорной линии разрешается после закрытия крана на цементировочный головке и только по команде
руководителя работ.
§ 50. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТОВ
Подготовку площадки под агрегаты и расстановку агрегатов и
оборудования проводят так же, как и при цементировании скважин.
Процесс обвязки оборудования с устьевой арматурой, опрессовку нагнетательного трубопровода и их ремонт проводят так же,
как и при цементировании скважин.
Остатки жидкости разрыва и нефти должны сливаться из емкостей агрегатов и автоцистерн в промышленную канализацию,
нефтеловушку или специальную емкость.
В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах.
Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем.
При гидропескоструйной перфорации должны выполняться требования, изложенные в настоящем параграфе.
§ 5). ОБРАБОТКА СКВАЖИН КИСЛОТАМИ
Кислотная обработка скважин должна осуществляться подготовленной бригадой под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным
инженером предприятия.
Емкости для хранения кислоты на базисных окладах должны
быть снабжены поплавковыми уровнемерами и переливными трубами для отвода избытка кислоты, а также оборудованы перекачивающими средствами для слива кислоты из цистерн и налива ее
в передвижные емкости (автоцистерны).
На базисных складах кислота должна храниться в стационарных емкостях с антикоррозионным покрытием.
Сосуды для хранения и транспортирования кислот и запорные
устройства к ним должны- быть кислотостойкими и герметичными.
Запрещается хранить и транспортировать плавиковую кислоту
в стеклянной таре.
Слив кислоты в емкости (автоцистерны) должен быть механизирован. Сальники насосов для перекачки кислоты следует закрыть специальными щитками, которые можно снимать только во
время ремонта.
275
На крышке мерника, используемого для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно — для
залива кислоты, другое — для отвода ее паров. У отверстий
должны быть козырьки или защитные решетки.
Для выливания кислоты из бутылей в мерник должна быть
оборудована удобная площадка, позволяющая работать на ней
двум рабочим. Переносить бутыли необходимо по трапам с перилами.
При отсутствии насосов для закачки кислоты в мерник разрешается подавать кислоту в бутылях.
До начала работ на скважине должна быть подготовлена площадка для агрегатов и автоцистерн. Агрегаты следует устанавливать у скважины с наветренной стороны во избежание попадания
паров кислоты на обслуживающий персонал.
Дд закачки раствора кислоты в скважину нагнетательная
линия должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое
рабочее давление, на линии должен быть установлен обратный
клапан.
Во время закачки раствора кислоты в скважину категорически запрещается ремонтировать коммуникации или шланги,
подтягивать соединения, сальники, устранять течи и т. д.
При небходимости ремонта коммуникаций следует прекратить
закачку кислоты, снизить давление до атмосферного, а коммуникации промыть водой.
Рабочие, занятые приготовлением растворов соляной кислоты,
должны иметь резиновые перчатки, сапоги, резиновые или клеенчатые фартуки и очки.
При попадании брызг соляной кислоты в глаза следует немедленно промыть их чистой проточной водой, направляя струю от
носа к виску, а затем слабым раствором двууглекислой соды. Ре-.
комендуется также промыть глаза раствором борной кислоты, а
затем обратиться к врачу.
При вдыхании больших количеств паров соляной кислоты
появляются насморк, кашель, а в дальнейшем — чувство удушья
и покалывание в груди. При этом необходимо немедленно прекратить работу и выйти на свежий воздух.
Не разрешается курить вблизи мест хранения и приготовления раствора соляной кислоты.
На месте приготовления раствора соляной кислоты должны
быть: чан с чистой водой с гибким шлангом для смывания кислоты в случае попадания ее на тело или одежду рабочего, раствор
двууглекислой соды (не менее 5 л) для промывки одежды и обуви
и раствор борной кислоты (не менее 1 л) для промывки глаз.
По окончании работ по закачке кислоты в пласт оборудование
и коммуникации должны быть тщательно промыты водой.
Во время проведения работ с кислотой на буровой должна находиться дежурная машина.
Запрещается закачивать кислоту при силе ветра более 12 м/с,
при тумане и в темное время суток.
276
§ 52. РАБОТЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ РАДИОАКТИВНЫХ
ВЕЩЕСТВ (РВ) И ИСТОЧНИКОВ ИОНИЗИРУЮЩИХ
ИЗЛУЧЕНИИ
К работе с РВ и источниками ионизирующих излучений допускаются лица, прошедшие предварительный медицинский осмотр и
обучение безопасным методам и приемам работы.
Работники, занятые на операциях с применением РВ и источников ионизирующих излучений, должны быть обеспечены индивидуальными дозиметрами и радиометром на партию (отряд).
Необходимый дозиметрический и радиометрический контроль
должен осуществляться начальником партии (отряда) или специально выделенным лицом.
При приготовлении к закачке радиоактивного раствора в скважину раствор не должен попадать на тело и одежду работающих
и на территорию буровой.
Ампулы с радиоактивным изотопом следует раздавливать только с помощью специального дистанционного манипулятора. Раздавливать ампулы разрешается в емкости с водой на глубине
20—30 см ниже ее уровня; в устье скважины, если она заполнена
водой; в колонне в струе воды, если скважина не может быть заполнена водой.
Добавка в емкость агрегата радиоактивной жидкости разрешается лишь после того, как опрессованы напорные линии и «заряжен» насос.
Запрещается мыть руки в емкости агрегата, содержащей активированный раствор.
По окончании работы .необходимо тщательно промыть чистой
водой емкость, водяной и цементировочный насосы и прочее оборудование агрегата, а также гидросмесительное устройство и
напорную трубу смесительной машины. После этого оборудование, территория скважины и одежда работающих должны" быть
проверены на отсутствие опасных радиоактивных загрязнений.
Остатки неиспользованных или пролитых радиоактивных растворов (жидкостей), а также остатки после промывки агрегатов
следует разбавлять водой до допустимой концентрации и удалять
за пределы буровой.
§ 53. РАБОТА В ГАЗОВОЙ СРЕДЕ И С ХИМИКАТАМИ
При работе агрегата на буровой курение и пользование открытым огнем категорически запрещается. Выхлопные трубы двигателей агрегатов должны быть оборудованы искрогасителями.
При работе на буровых в газовой среде разрешается пользоваться только медным или бронзовым ударным инструментом.
Перед работой с сухими солями и их растворами высоких концентраций (10—20%) кожу рук необходимо смазывать мазью из
смеси парафина, ланолина и фенола.
При отсутствии мази необходимо пользоваться резиновыми
перчатками.
При приготовлении раствора из сухой хромовой соли рабочие
обязательно должны пользоваться респираторами типа Ф-45 или
Ф-46.
По окончании работ необходимо м.ыть руки 5%-ным раствором гипосульфита натрия или 10%-ным раствором сульфита или
бисульфита натрия.
Лица, постоянно работающие с хроматами и бихроматами,
обязаны проходить осмотр врача отоларинголога ежемесячно и
общие медосмотры один раз в 6 мес.
Не разрешается допускать к работе с сухими солями хроматов и бихроматов лиц с заболеванием придаточных полостей носа,
хроническим ларингитом, туберкулезом, хроническим бронхитом,
бронхиальной астмой и любой формой экземы.
Изложенные правила необходимо, соблюдать при проведении
работ по освоению и ремонту скважин (при установке цементного
моста под давлением, опрессовке колонн, арматуры, трубопроводов, промывке и продавке скважин и т. д.).
Контрольные вопросы
1. Обязанности оператора перед выездом па буровую.
2. Меры безопасности при расстановке агрегатов, обвязке и опрессовке нагнетательных линий.
3. Техника безопасности при затаривании бункеров цементосмесительпых
машин.
4. Техника безопасности в процессе приготовления тампонажного раствора.
5. Требования безопасности при ремонтных работах нагнетательных линий в
процессе цементирования.
6. Техника безопасности при рабате с кислотами и химикатами.
7. Работа в газовой среде.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
!. Булатов А. И. Тампонажные материалы и технология цементирования
скважин. М., Недра, 1982.
2. Бухаленко Е. И., Абдулове 10. Г. Техника и технология промывки скважин. М., Недра, 1982.
3. Габриэлянц Г, А. Геология нефтяных и газовых месторождении. М., Недра. 1979.
4. Логвиненко С. В. Техника и технология цементирования скважин. М„
Недра, 1978.
5 Сидоров И. А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.,
Недра, 1982.
6. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М-, Недра, 1982.
7 Шадрин Л. Н. Технология и организация крепления скважин. М., Недра,
1975.
8, Шищенко Р. И., Есъман Б. И., Кондратенко П. И. Гидравлика промывочных жидкостей. М., Недра. 1976.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
Г л а в а I.
§ 1.
§ 2.
J 3.
К р а т к и е с в е д е н и я о н е ф т е п р о м ы с л о в о й геологии
Общие понятия о нефтяных месторождениях
Н е ф т ь « ее свойства
Природный углеводородный газ
.
.
.
.
§ 4. Пластовые воды
§ 5. Коллекторские свойства продуктивных пластов
j S. Пластовые давления и температуры
Контрольные вопросы
,
Г л а в а 2. Добыча нефти, разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
§ 7. Пластовая энергия и режимы нефтяных и газовых залежей
§ 8. Техника и технология добычи нефти и газа
§ 9. Разработка нефтяных месторождений с применением методов
поддержания пластового давления
Контрольные вопросы
Г л а в а 3 Основные сведения о бурении скважин
§ 10. Назначение и классификация скеажин
§ 11. Способы и технологическая схема бурения скважин
. . .
Контрольные вопросы
Г л а в а 4. Крепление скважин
§ 12. Сведения о конструкции скнажин
§ 13. Обсадная колонна и е е технологическая оснастка
. . . .
§ 14. Цель и способы цементирования
§ 15. Первичные способы цементирования
§ 15. Заключительные работы после цементирования
. . . .
§ 17. Вторичные (исправительные) способы цементирования . .
§ 18. Дополнительные работы при бурении, освоении и капитальном ремонте скважины
Контрольные вопросы
Г л а в а 5. Условия цементирования и требования к качеству тамнонажных растворов и камня
§ 19. Основные понятия. Тампонажные растворы — полидисперсные
гетерогенные системы
§ 20. Условия цементирования
§ 21. Требования к качеству тампонажного раствора и камня .
.
Контрольные вопроси
Г л а в а 6. Тампонирующие материалы
§ 22. Классификация тампонажных цементов и растворов
. . .
§ 23. Тампонажный портландцемент
§ 24. Специальные цементы
I 25. Организация хранения и транспортирования цемента
. . .
Контрольные вопросы
Г л а в а 7. Регулирование свойств тампонажного раствора и камня .
.
§ 26. Замедлители сроков схватывания тампонажных растворов
§ 27. Ускорители сроков схватывания тампоиажны.х растворов .
.
§ 28. Пластификаторы тампонажных растворов
§ 29. Специальные добавки к тзмпоиажным цементам и растворам
§ 30. Методика приготовления растворов заданной концентрации
Контрольные вопросы
Г л а в а 8. Оборудование для цементирования скважин
§ 31. Цементировочные агрегаты
§ 32. Смесительные машины
§ 33. Устьевое оборудование
Контрольные вопросы
3
5
.6
6
1
8
Ю
'2
'S
16
16
*8
21
22
22
22
23
26
27
27
29
34
35
49
54
58
67
67
67
70
72
87
87
87
89
90
99
ЮЗ
104
105
]08
]09
III
112
(16
Ц6
\\j
igQ
]g5
J94
279
Г л а в а 9. Технология цементирования скважин
§ 34. Организация процесса цементирования скважин
. . . .
§ 35. Методы приготовления тампонажных растворов
. . . .
§ 35. Повышение качества цементирования скважин
§ 37. Осложнения при цементировании скважин
Контрольные вопросы
Г л а в а 10. Методы повышения производительности скважин
:
§ 38. Химические методы воздействия на призабойную зону .
.
§ 39. Механические методы воздействия на призабойную зону
скважин
Контрольные вопросы
Г л а в а 11. Оборудование, применяемое для повышения производительности скважин
§ 40. Насосные агрегаты
§ 41. Оборудование для смешивания
жидкости-песконосителя с
песком
§ 42. Устройство для хранения и транспортирования рабочих жидкостей
§ 43. Пакеры, их назначение и устройство
§ 44. Якоря, их назначение и устройство
§ 45. Арматура для обустройства устья скважины при гидравлическом разрыве пласта
Контрольные вопросы
Г л а в а 12. Техника безопасности при цементировании нефтяных и газовых скважин
§ 46. Правила допуска рабочих к работе
§ 47. Подготовительные работы к цементированию .
. _.
.
.
§ 48. Установка агрегатов на площадке .
.
§ 49. Цементирование
§ 50. Гидравлический разрыв пластов
§ 51. Обработка скважин кислотами .
. . . . . . .
§ 52. Работы с применением радиоактивных веществ (РВ) и источников ионизирующих излучений
§ 53. Работы в газовой среде и с химикатами
'94
195
204
208
217
222
223
224
227
2.11
232
232
248
253
261
265
267
269
2(59
269
270
272
973
275
275
277
277
КоНТрОЛЬНЫе ВОПРОСЫ
г)7Я
Список литературы
5-я
Станислав Владимирович Логвинеихо
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Редактор издательства Т. А. Чопорова.
Художественный редактор В. В. Шутько.
Технические редакторы .-4. В. Трофимов, О. А. Колотвина.
Корректор С. В- Зимина
ИБ £Ь 6707
Сдано в каГор JI.02.8G
Подписано в печать 13.04.86
^Т-08369
Формат St>X90'/ie
Ьумага книжно-журнальная
Гарнитура Литературная
Печать высокая
Усл. печ. л, 17,5
Усл. кр.-отт. 17,5
Уч.-изд. л..20,0
Тираж i>200 экз
Злказ^080/914-5 Цена 50 коп.
Ордена «Знак Почета> издательства «Недра», 103633, Москва, Третъякоэский проезд, 1/19
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени МПО «Первая
Образцовая типография имени А. А, Ждапоаа» Согозполнграфпрома при Государственном
Комитете СССР по делам издательств, полиграфин к книжной торговли. 113054, Москва.
Валовая, 28
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа