Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Анализ Технологических схем и производственного опыта применения обратной циркуляции при цементировании обсадных колонн 8
1.1. Анализ состояния технологии цементирования обсадных колонн 8
1.2. Краткая геологическая характеристика условий цементирования обсадных колонн ( на примере Красноярского край* 11
1.3 Некоторые тенденции в развитии технологии це -ментирования 16
1.4 Сущность способа и практика цементирования способом обратной циркуляции 18
Глава II. Исследование эффективности цементирования обсадных колонн способом обратной циркуляции 31
2.1. Разработка методики сопоставительных расчетов.. 31
2.2. Связь направления циркуляции с гидродинамическим воздействием на скважину 33
2.3. Учет роли температуры в скважине при выборе способа цементирования 38
2.4. Условия замещения бурового раствора тампонажным в нисходящем потоке 46
2.5. Методы контроля и управления процессом цементи- ррвания способом обратной циркуляции 57
Глава III. Экспериментальные исследования процессов в нисходящем потоке 69
3.1. Планирование эксперимента по изучению процессов замещения в нисходящем потоке 69
3.2. Экспериментальная установка 71
3.3. Методика проведения эксперимента 71
3.4. Реализация эксперимента 74
3.5. Исследование влияния направления потока на сроки схватывания тампонажного раствора 85
3.6. Испытания клапанов, предназначенных для цементирования способом обратной циркуляции 88
Глава ІV. Разработка техники и технологии цементирования способом обратной циркуляции 100
4.1. Разработка методов и средств контроля и управления 100
4.2. Разработка технических средств 109
4.3. Цементирование "на равновесии" 116
4.4. Режим цементирования 119
4.5. Область применения способа 126
Глава V. Эффективность цементирования способом обратной циркуляции 138
Основные выводы 157
Литература 159
Приложение
- Краткая геологическая характеристика условий цементирования обсадных колонн ( на примере Красноярского край*
- Связь направления циркуляции с гидродинамическим воздействием на скважину
- Исследование влияния направления потока на сроки схватывания тампонажного раствора
- Цементирование "на равновесии"
Введение к работе
Цементирование обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах завершает отдельные циклы или весь цикл их строительства. От качества цементирования в полной мере зависит возможность выполнения задач, которые ставились перед заложением скважины. Во многих районах страны, где осуществляется строительство нефтяных и газовых скважин различного назначения, качество цементирования обсадных колонн остается невысоким, что вызвано общей тенденцией увеличения глубин бурения скважин, ростом объемов бурения в новых районах, падением пластовых давлений на старых месторождениях. Расширились объемы работ в районах с тяжелыми природно-климати -ческими и горно-геологическими условиями, повысились требования к охране недр.
Технология цементирования обсадных колонн развивается в различных направлениях. Определенное место в технологии цементирования должен занять способ, основанный на обратной циркуляции, из -вестный под названием обратного способа. Очевидные преимущества этого способа не всегда подтверждались на практике в силу того, что не были разработаны технологическая схема и отдельные технические звенья процесса цементирования.
Автором впервые предпринята попытка решить задачу по комп -лексу теоретических и экспериментальных исследований с целью выявления конкретных преимуществ способа обратной циркуляции перед другими способами и разработки техники и технологии, которые позволили бы реализовать эти преимущества, и определения области рационального применения способа.
Для решения указанной задачи была разработана методика ко -личественного сопоставления, которая дала возможность выразить преимущества обратной циркуляции перед традиционно применяемой прямой по абсолютным значениям гидродинамического воздействия на открытую часть цементируемого интервала скважины, и по уменьшению отрицательного влияния высоких температур и давлений на тампонажный раствор. В работе показано, что при обратной циркуляции упрощается технология, сокращается время цементирования, значительно уменьшаются транспортные затраты. Эти обстоятельства являются решающими в условиях Сибири и Крайнего Севера, где в нас -тоящее время интенсивно концентрируются буровые работы.
Выполненными теоретическими и экспериментальными исследованиями доказьюается, что степень замещения бурового раствора там-понажным в нисходящем потоке не хуже, чем в восходящем при сопоставимых темпах прокачки растворов.
Определена область наиболее эффективного применения способа обратной циркуляции при цементировании как по количественному критерию - по положению зоны равного давления при любом направлении циркуляции, так и по качественным показателям.
Для расширения области практического применения способа разработаны новые технологические приемы и технические средства. К ним относятся принципы подбора буферных и контрольных жидкостей, цементирование в условиях неликвидированных поглощений или при аномально низких пластовых давлениях, устройства для цементирования хвостовиков и нижних секций обсадных колонн, для комбинированного цементирования и другие разработки.
В работе дан анализ и классификация всех методов контроля и управления процессом цементирования нисходящим потоком, выбраны наиболее надежные и перспективные. На основе классификации разработаны оригинальные устройства для прекращения циркуляции в конце цементирования.
Научная новизна работы заключается в разработке и применении специальной методики исследований, основанный на установлении корреляционной связи между диаметрами обсадных колонн и скважин, в выявлении роли факторов в замещении бурового раствора тампонажными в нисходящем потоке и установлении количественного критерия для оценки условий рационального применения способа.
К защите предлагаются результаты исследований процессов замещения растворов в нисходящем потоке, количественная и качественная оценка теплового воздействия среды на тампонажный раствор, гидравлический критерий для выбора способа цементирования . и принципы проектирования режима цементирования, и разработанные на научной основе технологические приемы и средства.
Практическая ценность работы заключается в определении принципов выбора условий для эффективного применения обратной циркуляции, в разработке и доведении до промышленных испытаний и внедрении технологических приемов, позволяющих цементировать обсадные колонны при неликвидированных поглощениях, защищать продуктивные коллекторы от воздействия тампонажного раствора, надежно управлять процессом цементирования. Высокий уровень разработок подтверждается семью изобретениями.
Материалы работы доложены на девяти семинарах, конференциях и совещаниях, в том числе на Всесоюзном совещании по технологии буре ния в 1978 г. и изложены в 20 публикациях за период 1974-1983 годы. Работа состоит из пяти глав, изложена на 238 страницах, включая 20 таблиц, 40 рисунков, список литературы из 190 наименований, прило жений и актов о внедрении и справок и расчетов экономического эф фекта.
Автор выражает глубокую благодарность К.*п н. В.И.Мительману за ценные указания по гидравлическим расчетам, выполненным при работе над диссертацией, и по другим ее разделам.
Краткая геологическая характеристика условий цементирования обсадных колонн ( на примере Красноярского край*
По геологическому строению, в смысле нефтегазоносности, в Красноярском крае выделяется два крупных обособленных региона: Енисей-Хатангский, включающий в себя Таймырский полуостров, и прилегающую к нему Усть-Енисейскую впадину, и Сибирскую платформу, занимающую господствующее положение в центральной и южной частях края и простирающуюся на территории Якутии и Иркутской области. В строении каждого из названных регионов участвуют структурные комплексы различного возраста. Так, верхний чехол в Енисей- Хатангском регионе состоит из мезойского возраста. Он сложен песчано-глинистыми породами, слабо сцементированными, часто высокопроницаемыми. Газовые и газо-конденсатные залежи приурочены, в основном, к отложениям среднего и нижнего мела и юры. Пластовые давления газовых и газо-конденсатных залежей близки к гидростатическим и только в более древних отложениях ( средняя и нижняя юра) они превышают гидростатические, вплоть до аномальных. Верхний интервал ( 0+450 м и более) представлен многолетнемерзлыми породами с температурой до 266+263К, сложенными рыхлыми суглинками, илом со значительными прослоями и линзами льда. Нижняя часть интервала представлена водонасыщенными породами. Рассматриваемая часть разреза крайне неустойчива и обычно в разведочных скважинах вследствие большого кавернообразования цемент за первой колонной в верхней части интервала (0+180 м) отсутствует. Надежно цементируется только нижняя часть кондуктора (70+100 м от "башмака") в интервале температуры 273К. При цементировании последующих колонн тапонажный раствор поднимают до устья. В глубокой скважине складывается такой баланс температур растворов и окружающих пород, что тампонажный раствор успевает затвердеть в интервалах многолетней мерзлоты до наступления температуры менее 273К /20, 30, 83, 84 /. В целом цементирование обсадных колонн в эксплуатационных скважинах здесь остается нерешенной проблемой.
Цементирование обсадных колонн в нижелемщих интервалах осложняется высокой проницаемостью пород. При больших репрессиях на открытые стенки скважины при цементировании в этих случаях возникает явление обезвоживания тампонажного раствора. Оно сопровождается образованием пробок из загустевшего тампонажного раствора с последующим прекращением циркуляции, и, в конечном итоге, приводит к недоподъему его до заданных высот.
Второй крупнейший перспективный на нефть и газ регион - Сибирская платформа, также сложен и труднодоступен. Кристаллический фундамент платформы образуют метаморфические и магматические породы архейского и нижнепротерозойского возрастов. Самыми древними в осадочном покрове платформы являются рифейские ( верхнепротерозойские) отложения. Регионально нефтегазоносна на Сибирской платформе венд-нижне-кембрийская толща. Кембрийская система представлена доломитами, известняками и галогенно-карбонатными свитами, в отдельных горизонтах - битуминоземными и нефтегазоносными. Нижне-кембрийские отложения на юге включают толщи каменной соли и доломиты мощностью от 300 400 до 1000 1400 м и более. Средний кембрий представлен карбонатно-ангидритовой и соленосной толщями. Севернее средне-верхне-кембрийские отложения сложены доломитами, мергелями и известняками с горизонтами песчаников, а на юге - терригенными породами. Они также во многих местах имеют признаки нефти и газа. Девон и нижний карбон представлены лагун но-морскими, а на юго-западе - континентальными образованиями. Средний-верхний карбон и Пермь обшей мощностью до 400+1000 м сложены угленосными глинисто-песчаными свитами с многочисленными интрузивными телами. В западной половине Сибирской платформы широко развиты траппы.
В настоящее время на Сибирской платформе выделяются три типа региональных коллекторов, которые являются основными объектами разведки: кавернозные доломиты костинской свиты нижнего кембрия, высокопроницаемые песчаники байкитской свиты, предшествующие по разрезу костинской свите, и плотные карбонатно-доломито-вые отложения мотской свиты также нижнего кембрия. В нижней и верхней частях разреза бурение осложняется поглощениями бурового раствора.
Вскрываемый скважинами геологический разрез на 60$ характеризуется твердыми, крепкими и очень крепкими породами. Продуктивные и предполагаемо-продуктивные горизонты представлены трещинными и кавернозно-трещинными комплексами, за исключением бай-китских песчаников, с пористостью 6+14%, иногда до 17$, и самой различной проницаемостью от 0 до 0,22 мкм . Пластовые давления различны для различных районов, и с глубиной возрастают от гидростатических до аномально высоких. Гидрогеология платформы изучена слабо. Бурение скважин на неутяжеленных растворах в центральной и северо-западной частях платформы сопровождается между-пластовыми перетоками пластовых вод, плотность которых вследствие минерализации с глубиной возрастает до 1320 кг/м3 и более.
Изученность Сибирской платформы глубоким . бурением крайне низка. На каждый квадратный километр здесь пробурено 0,64 м глубоких скважин. В настоящее время бурение параметрических скважин занимает 48$ в обшем объеме проходки глубоких скважин. Региональ ное изучение платформы будет продолжаться не менее 10-15 лет. Конструкций большинства скважин проектируются с подъемом тампонажного раствора до устья за каждой обсадной колонной. При проходке скважин применяются различные типы буровых растворов: рассолы, глинисты растворы на минерализованной и пресной основе, растворы на основе гидрогелей, инвертные буровые растворы и др. Цементирование обсадных колонн выполняется на высоту 2000+3000 м. Параметрические, а часто и поисково-разведочные скважины, размешаются одна от другой и от без экспедиций на расстоянии от 200 до 500 км. Наземные транспортные связи практически отсутствуют. Преобладающим видом транспорта является авиация. В стоимости буровых работ транспортные затраты достигают 50%. Цементирование выполняется, как правило, буровыми насосами, с применением иногда одного цементировочного агрегата. Принципиально важно при цементировании учитывать недопустимость проникновения тампонажного раствора в проницаемые горизонты. Известны случаи, когда поглощающие пласты оказьшались продуктивньми, каким является, например, осинскии горизонт, находящийся в усольской свите нижне-кембрийских отложений на глубинах І860-ГІ980 м и имеющий мошность 704-80 м. Потенциально продуктивньми могут быть и другие проницаемые горизонты, например, байкитские песчаники и коллекторы мотской свиты, которые в процессе бурения поглощают буровой раствор. Поэтому в практике цементирования обсадных колонн не только эксплуатационных, но и промежуточных, иногда применяют тампонажные смеси с пониженной плотностью и плохой фильтриуемостью. Однако качество цементирования при этом оказывается невысоким, так как такие композиции имеют низкую прочность цементного камня.Такая сложность горно-геологических условий и организацион
Связь направления циркуляции с гидродинамическим воздействием на скважину
Из факта разности в площадях внутреннего сечения обсадной трубы и сечения пространства за обсадной колонной вытекают важные следствия. Поскольку кольцевое пространство имеет площадь сечения меньшую, чем соответствующая площадь внутреннего сечения обсадной колонны, то гидродинамическое давление на забой при пря мой циркуляции будет значительно больше, чем при обратной. Впервые на это обстоятельство обратил внимание IDdZ UUite /185/. В дальнейшем эту особенность отметили А.И.Булатов, Г.В.Обабко, Б.Н.Кружилин, Г.К.Мишучкин.
Таким образом, гидродинамическое давление на пласты, склонные к гидроразрыву или поглощение раствора является определяющим критерием при выборе направления циркуляции при цементировании. Однако, распространение результатов гидравлических расчетов для конкретных конструкций на общую оценку способов цементирования приводит к серьезным ошибкам. Так, если выполнить расчеты для обсадных колонн диаметром 114 мм и 168 мм, опущенных соответственно в скважины диаметром 190 мм и 214 мм, можно сделать вывод /126/, что цементирование обсадных колонн способом обратной циркуляции "наиболее перспективно... при креплении скважин колоннами большего диаметра". Этот вывод не точен. В самом деле, чем больше диаметр обсадной колонны, тем больше и кольцевой зазор. Это хорошо видно на графике линии ( d, - dz ) /2 ,(рис. 2.1.). Размер кольцевого зазора с увеличением диаметра обсадной колонны возрастает медленно, тогда как гидравлические потери растут в пятой степени от зазора. Положим, что потоки в кольцевом и трубном пространствах заведомо совершаются в турбулентном режиме, допустим также, что предыдущая обсадная колонна в скважине отсутствует, а диаметр скважины номинален. Расчет выполним для момента окончания цементирования. Тогда гидравлические потери в кольцевом Р, и трубном fl пространствах обсадной трубы; QP- расход жидкости; A,,A2- коэффициент гидравлических сопротивлений потоку жидкости соответственно в кольцевом пространстве и внутри труб; g - ускорение силы тяжести; t - длина гидравлического канала; Р,Р - плотность бурового и тампонажного растворов соответственно. Определим теперь во сколько раз гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве больше, чем в трубном, т.е.
Несмотря на различие в методах определения коэффициента гидравлических сопротивлений различными исследователями, результаты этих определений сводятся к тому, что А Л2/46/ и» следовательно, А { .
Таким образом, при всех возможных значениях гидравлических параметров бурового и тампонажного растворов для всего диапазона применяемых обсадных колонн, относящихся к нормальным технологич ным конструкциям скважин, гидравлические сопротивления в турбулентном режиме потоков в кольцевом пространстве всегда больше, чем внутри обсадных труб. Чтобы убедиться в этом, выполнены гидравлические расчеты для технологичных конструкций скважин при следующих плотности, динамическом напряжении сдвига и структурной вязкости бурового раствора О » 1200 кг/м3; ТОІ= 32 ЪПа\ / = = 13 Ша . с и тампонажного раствора соответственно уэ = 1850 кг/м3; Расчеты нами были выполнены по формулам Липатова-Мительмана с погрешностью менее 5%./106/. В области турбулентного режима течения, переход в которую определяется по зависимости Ле = %, (Не) І вычисления были выполнены по формуле Дарси-Вейсбаха /126/. Метод расчета ( приложение I), основанный на использовании установленных соотношений (2.4 и 2.8), позволяет проследить непрерывную связь между диаметрами обсадных труб и гидравлическими сопротивлениями, задавая ряд дискретных значений диаметру обсадной трубы d2 от 100 мм до 325 мм, с шагом 25 мм. Вычисления были выполнены как для муфтовых обсадных колонн, так и для сварных. По результатам расчетов были построены графики ( рис. Z,Z и рис. 2.3) в полулогарифмических координатах значений удельных ( на I метр) гидравлических сопротивлений в трубах и кольцевом пространстве для скоростей потоков 1,0 м/с и 2,5 м/с. Для всех технологичных конструкций скважин наибольшие гидродинамические давления создаются на забой при цементировании обсадных колонн прямой циркуляцией, а наименьшее - при обратной. Поскольку гидродинамические давления суммируются с гидростатическим весом столба тампонажного раствора за колонной, цементирование обсадных колонн обратной циркуляцией позволяет избежать значительного увеличения давления на забой в процессе проведения этой операции.
Исследование влияния направления потока на сроки схватывания тампонажного раствора
Цель этих экспериментов заключалась в установлении зависимости между консистенцией и сроками схватывания и давлением и температурой для различных способов цементирования и для различных горногеологических условий на конкретных пробах тампонажного раствора /І36/
По разработанной нами программе ( табл.3.4) исследования были проведены в лаборатории крепления ВостСибНИИГТиМС (совместно с П.Я.Зельцер) /92/. Исследовался цемент Чернореченского завода. Для опытов были приняты следующие условия: глубина скважины 3000 м, скорость движения тампонажного раствора 1,5 м/с, геотермические градиенты 0,035, 0,027 град/м и геотермический градиент так называемого подмерзлотного типа.
Методика опытов заключалась в том, чтобы зафиксировать влияние давления и температуры на сроки загустевания и схватывания тампонажного раствора, когда все другие условия и параметры оставались бы постоянными, а способ закачки тампонажного раствора в интервал цементирования имитировал бы прямую или обратную циркуляции. В опытах ставилась задача выявить только качественную картину.
Затворение тампонажного раствора проводилось в соответствии с ГОСТом 1581-63. Плотность раствора, замеряемая ареометром АГ-І, была равна 1880 кг/м3, растекаемость по конусу АзНИИ-17,5 см; начало схватывания - 10 часов, конец схватывания - 12 часов.
Тампонажный раствор помещался в консистометр и измерялись сроки загустевания при заданных условиях с трехкратным повторением. Окончательные результаты находили путем определения среднего значения из трех опытов при идентичных условиях. При проведении каждого опыта на диаграммах КЦ-3 регистрировались температура, давление и консистенция. Приготовление тампонажного раствора осуществлялось на лабораторных мешалках в течение 5 минут, после чего до начала эксперимента в консистометре проходило 8-Ю минут.
Группы опытов проводились для имитации следующих условий: ІУ, У, УІ группы опытов - цементирование способом прямой циркуляции с подъемом тампонажного раствора до устья; І, П, Ш группа опытов - обратной; П и У группа опытов - подмерзлотный тип геотермического градиента, соответствующий условиям Таймыра.I и ІУ группа опытов - геотермический градиент 0,035 град/м.Ш и УІ группа опытов - геотермический градиент 0,027 град/м., соответствующий условиям Красноярского края, его центральной части. Дяя наглядности на графиках ( рис. 3.6) представлены копии диаграмм давления, температуры и консистенции по одному из каждой группы опытов ( номер группы обозначен на графике в круге). Фактические условия и некоторые результаты представлены в таблице 3.5 (максимальное давление в опытах равнялось 54МПа).
При проведении экспериментов выяснилось, что в тех условиях, когда моделировался способ цементирования по прямой схеме цирку лящи ( группа опытов ІУ-УІ), не всегда удавалось получить время загустевания, соответствующее необходимому для данных условий (3-5 часов). В связи с этим в группах опытов У и УІ (максимальная температура соответственно 356 и 35IK) после 70 минут перемешивания в консистометре тампонажные растворы извлекались и начало схватывания определяли с помощью прибора Вика.
Сравнение результатов опытов показывает, что тампонажный раствор, прошедший через "башмачную" часть и поднявшийся на устье, хотя он и претерпел максимальные давление и температуру, схватывается в 8-Ю раз и медленнее, чем находящийся в забое. Если такое не соотношение сохранится и при вводе замедлителей, то начало загустевания тампонажного раствора, например, на устье может наступить через 1,5-2 суток, а набор необходимой прочности -- только через 3,5-4 суток. В соответствии с этим должны и рег-ламироваться такие вопросы, как ОЗЦ, сроки оборудования устьев обсадных колонн, их опрессовка, разгрузка и т.д. Из этих экспериментов следует, например, что. при обратном способе легче регулировать сроки загустевания тампонажных растворов при значительных интервалах цементирования, поскольку в этом случае их давление и температура нарастают до определенной величины, после чего их спада не происходит. Эти опыты хорошо согласуются с результатами исследований в промысловых условиях /56 /.
Одной из важнейших задач, разрешаемых настоящей работой, является разработка устройств, применение которых позволило бы прекращать процесс цементирования при использовании обратной цир качеств поступает в башмак цементируемой обсадной колонны. Любая разработка требует проверки, причем предварительная проверка должна проходить без риска получить отрицательный результат в промысловых условиях. Поэтому разрабатываемые устройства испытывались на работоспособность в лабораторных условиях. Наиболее простым по устройству являются клапаны, относящиеся к плотностному методу контроля ( см. табл. 2.3), построенные на использовании поплавков, которые, всплывая, запирают клапан и прекращают циркуляцию, когда в башмак колонны поступает тампонажний раствор заданной плотности. Испытаниям в лабораторных условиях на экспериментальной установке были подвергнуты модели двух конструкций клапанов: шаровой клапан и цилиндрический клапан (см. 4.1 и рис. 3.7, 3.8, 4.1, 4.2).
Для испытания клапанов были использованы элементы экспериментальной установки, описанной выше ( см. рис. 3.1 и 3.9).
Расход каждого типа жидкостей регулировался от 0 до 2 л/с, что отвечало скорости потока в области клапана до I м/с.Геометрические размеры модели клапана в экспериментальной установке имитировали условия работы клапана при оборудовании им 146 мм обсадной колонны; геометрический масштаб моделирования равен 1.6.
Цементирование "на равновесии"
В большинстве случаев цементирование обсадных колонн, опушенных в скважины, осуществляется тампонажным раствором, плотность которого значительно выше плотности бурового раствора. Поэтому цементирование часто сопровождается поглощением тампонажного раствора или его фильтрата, что приводит к образованию цементных пробок в кольцевом пространстве и заканчивается браком операции.
В сложных условиях осуществляется цементирование, когда пласты поглощают не только тампонажный, но и буровой раствор: необходимо проводить изоляционные и другие работы /28, ИЗ/.
Автором разработан способ цементирования, который можно применять в условиях поглощений в скважинах и при низких пластовых давлениях. Способ можно назвать цементированием "на равновесии" / 142, 147, 169, 176 /. Он заключается в том, что применяется не прямая, а обратная циркуляция. Если цементирование осу ществляется не на всю высоту обсадной колонны, то есть с применением продавочной жидкости, то ее количество при цементировании уменьшается настолько, чтобы величина гидростатического давления столба жидкости не превышала допускающуюся при бурении, поскольку в конце закачивания тампонажного раствора суммарная величина давления гидростатического столба жидкости нисходящего потока в затрубном пространстве больше, чем восходящего потока внутриобсадной колонны. После закачивания расчетной порции продавочной5 жидкости по этому методу гидростатическое давление стола жидкости нисходящего потока в затрубном пространстве будет постепенно уменьшаться. В связи с тиксотропией цементного и бурового растворов гидростатические давления столбов жидкостей в кольцевом пространстве и внутри обсадных труб не будут выравниваться и движение может прекратиться прежде, чем первая порция тампонажного раствора достигнет башмака цементируемой обсадной колонны. Дяя того, чтобы продолжалось движение тампонажного и бурового раствора вниз в кольцевом пространстве до момента вхождения первого в башмак цементируемой колонны, заключительное продавливание осуществляется сжатым воздухом. Количество сжатого воздуха, приведенное к нормальным условиям, должно быть равно той части кольцевого пространства, на которую уменьшается количество продавочной жидкости, а степень сжатия не ограничивается и определяется путем герметичности системы и возможностями применяемых технических средств.
Предлагаемым способом можно цементировать обсадные колонны, когда статический уровень при бурении не находится на устье. Низ обсадной колонны оборудуется дифференциальным клапаном. Конструкция дифференциального клапана предусматривает возможность от крытия его восходящим потоком давлением не более одной атмосферы. В конце цементирования клапан закрывается и нисходящий поток внутри обсадной колонны может начаться только при гидростатическом давлении столба бурового раствора, равном величине статического уровня. Дифференциальный клапан препятствует движению бурового раствора из обсадной колонны и тампонажного раствора из нижней части кольцевого пространства в поглощающий пласт.
Применяя по данному способу обратную циркуляцию с продавли-ванием сжатым воздухом в заключительной фазе операции с установленным внизу обсадной колонны дифференциальным клапаном, можно осуществлять цементирование обычным тампонажным раствором с нормальной плотностью, превосходящей плотность применяемого бурового раствора, при наличии во вскрытой толше поглощаюших пластов или пластов с низкими давлениями. Это позволяет избегать применения облегченных тампонажных смесей и исключает предварительную изоляцию этих пластов перед спуском обсадной колонны.
На рис. 4.II, приведена примерная эпюра давлений при цементировании "на равновесии". Показаны давления по глубине - гидростатическое, когда скважина заполнена водой и в ней отсутствует "взвесь"; при бурении, когда статический уровень находится на глубине hCT , и при цементировании. Пример рассмотрен для случая, когда гидростатическое давление на глубине выше пластового. Давление на пласт в конце цементирования способом "на равновесии" ( точка А) не превышает пластового.
Известно, что на качество цементирования влияет поведение тампонажного раствора в кольцевом пространстве после окончания цементирования /34/ . Лучшим выполнением операции по цементиро ванию является такое, при котором после прекращения циркуляции в тампонажном растворе немедленно начинаются процессы схватывания. Этого эффекта можно достичь при цементировании способом обратной циркуляции путем подбора и дифференциального ввода регуляторов сроков схватывания /161/. При прямой циркуляции эти условия обеспечить невозможно. Поэтому при любом способе цементирования важно знать, как поведет себя тампонажный раствор после окончания цементирования. В практике цементирования стремятся обеспечить наименьшее время покоя тампонажного раствора от момента" окончания цементирования до момента начала схватывания, чтобы уменьшить отрицательное воздействие седиментационных процессов /70/.
Определенный вклад в развитие представлений о гидравлических особенностях нисходящего потока, о режиме подачи тампонажного раствора в кольцевое пространство и об энергетических характеристиках такого потока внесли сотрудники ВНИИКРнефти Ягоденко и Бабаян / 57, 162, 163, 168 /.
Значительную важность представляет управление режимом движения тампонажный смеси в кольцевом пространстве. Известно, что при закачке тампонажного раствора наступает момент, когда столб этого раствора начинает двигаться с некоторым ускорением. В это время происходит "отрыв" столба тампонажного раствора. При обратной циркуляции в заколонном пространстве это явление может происходить на участке открытого ствола незацементированной части скважины. Поэтому "отрыв" столба тампонажного раствора может, по-видимому, вызьшать следующие последствия: на участках наибольшей депрессии - разрушение глинистой корки, отрыв ее от стенки скважины на наиболее проницаемых участках с ушсом ее в тампонажный раствор; ухудшение тампонажного раствора вследствие обо
