Скидка на подшипники из наличия!
Новое поступление товара в 2026 году!
Цементирование обсадных колонн — одна из ключевых операций при строительстве нефтяных и газовых скважин. В ходе цементирования тампонажный раствор закачивается в обсадную колонну и продавливается в заколонное пространство между колонной и стенками скважины. После затвердевания цементный камень обеспечивает разобщение продуктивных и водоносных пластов, закрепление обсадной колонны в стволе скважины и защиту труб от коррозии пластовыми флюидами.
Расчёт одноступенчатого цементирования выполняется в соответствии с РД 39-00147001-767-2000 «Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин» и включает определение объёмов тампонажного раствора, продавочной и буферной жидкостей, количества сухого цемента и воды затворения, максимального давления в конце цементирования, необходимого числа цементировочных агрегатов и продолжительности процесса.
Тампонажные цементы должны соответствовать требованиям ГОСТ 1581-2019 «Портландцементы тампонажные. Технические условия» (с Изменением N 1). Стандарт устанавливает типы цементов для различных температурных условий: для «холодных» скважин (температура до 50 °C), для нормальных условий (50–100 °C) и для «горячих» скважин (100–150 °C и выше).
Объём тампонажного раствора Vц (м3) определяется как сумма объёма заколонного пространства в интервале цементирования и объёма цементного стакана внутри обсадной колонны:
Vц = k × (π/4) × (Dскв2 − dнар2) × Hц + Vстак
где:
k — коэффициент кавернозности ствола скважины (1,1–1,5, определяется по данным кавернометрии);
Dскв — диаметр скважины (по долоту), м;
dнар — наружный диаметр обсадной колонны, м;
Hц — высота подъёма цемента за колонной, м;
Vстак — объём цементного стакана внутри колонны (от башмака до стоп-кольца), м3.
Объём цементного стакана:
Vстак = (π/4) × dвн2 × hстак
где dвн — внутренний диаметр обсадной колонны, м; hстак — высота цементного стакана (расстояние от башмака до стоп-кольца), обычно 10–20 м.
Масса сухого тампонажного цемента Gц (т) рассчитывается по формуле:
Gц = Vц × ρц.р / (1 + m)
Vц — объём тампонажного раствора, м3;
ρц.р — плотность тампонажного раствора, кг/м3;
m — водоцементное отношение (В/Ц), безразмерное.
Объём воды затворения Vв (м3):
Vв = m × Gц / ρв
где ρв — плотность воды затворения, кг/м3 (обычно 1000 кг/м3).
Плотность тампонажного раствора зависит от типа цемента и водоцементного отношения:
Продавочная жидкость (буровой раствор или техническая вода) служит для продавливания тампонажного раствора из обсадной колонны в заколонное пространство. Объём продавочной жидкости Vпр (м3) определяется внутренним объёмом обсадной колонны от устья до стоп-кольца:
Vпр = kсж × (π/4) × dвн2 × (L − hстак) + Vобвязки
kсж — коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (1,02–1,05);
dвн — внутренний диаметр обсадной колонны, м;
L — глубина скважины (длина обсадной колонны), м;
hстак — высота цементного стакана, м;
Vобвязки — объём нагнетательных трубопроводов от агрегатов до цементировочной головки (обычно 0,5 м3).
Буферная жидкость закачивается между буровым раствором и тампонажным раствором для предотвращения их смешивания, разрушения фильтрационной глинистой корки на стенках скважины и улучшения сцепления цементного камня с породой и обсадными трубами.
Объём буферной жидкости Vб (м3) определяется из условия заполнения заколонного пространства на высоту, обеспечивающую контактное время буферной жидкости со стенками скважины не менее 7–10 минут при расчётной скорости восходящего потока:
Vб = (π/4) × (Dскв2 − dнар2) × hб
где hб — высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м.
Высота определяется из условия контактного времени: hб = vвосх × tконт
где vвосх — скорость восходящего потока, м/с; tконт — требуемое контактное время, с.
Максимальное давление на цементировочной головке Pmax (МПа) возникает в момент посадки верхней разделительной пробки на стоп-кольцо и определяется как сумма двух составляющих:
Pmax = P1 + P2
P1 — давление, обусловленное разностью плотностей жидкостей в колонне и заколонном пространстве, МПа;
P2 — давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, МПа.
P1 = g × Hц × (ρц.р − ρб.р) / 106
где g = 9,81 м/с2; Hц — высота столба тампонажного раствора за колонной, м; ρц.р — плотность тампонажного раствора, кг/м3; ρб.р — плотность бурового (продавочного) раствора, кг/м3.
Давление гидравлических сопротивлений рассчитывается по формуле Шищенко–Бакланова или определяется приближённо:
P2 = λ × ρср × v2 × L / (2 × dгидр)
На практике P2 для скважин глубиной 1500–3000 м обычно составляет 2–5 МПа. Точное значение определяется гидравлическим расчётом с учётом реологических свойств тампонажного раствора.
Число цементировочных агрегатов определяется из условия обеспечения требуемой скорости подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки:
n = Qтреб / Qагр
Qтреб = vвосх × Sкольц — требуемая суммарная подача агрегатов, м3/с;
Sкольц = (π/4) × (Dскв2 − dнар2) — площадь кольцевого пространства, м2;
Qагр — производительность одного ЦА на выбранной скорости, м3/с.
Глубина скважины: L = 2500 м. Диаметр долота: Dскв = 215,9 мм (0,2159 м).
Обсадная колонна: 168,3 мм (dнар = 0,1683 м, dвн = 0,1503 м, толщина стенки 9 мм).
Высота подъёма цемента за колонной: Hц = 1200 м (от башмака).
Высота цементного стакана: hстак = 15 м.
Коэффициент кавернозности: k = 1,25. Водоцементное отношение: m = 0,50.
Плотность тампонажного раствора: ρц.р = 1850 кг/м3. Плотность бурового раствора: ρб.р = 1200 кг/м3.
Sкольц = (π/4) × (0,21592 − 0,16832) = (π/4) × (0,04662 − 0,02832) = 0,01437 м2
Vзак = 1,25 × 0,01437 × 1200 = 21,56 м3
Vстак = (π/4) × 0,15032 × 15 = 0,01775 × 15 = 0,266 м3
Vц = 21,56 + 0,266 = 21,83 м3
Gц = 21,83 × 1850 / (1 + 0,50) = 40 386 / 1,50 = 26 924 кг ≈ 26,9 т
Vв = 0,50 × 26 924 / 1000 = 13,46 м3
Vпр = 1,03 × (π/4) × 0,15032 × (2500 − 15) + 0,5
Vпр = 1,03 × 0,01775 × 2485 + 0,5 = 45,43 + 0,5 = 45,93 м3
P1 = 9,81 × 1200 × (1850 − 1200) / 106 = 9,81 × 1200 × 650 / 106 = 7,65 МПа
P2 ≈ 3,0 МПа (по данным гидравлического расчёта)
Pmax = 7,65 + 3,0 = 10,65 МПа
Qтреб = 1,8 × 0,01437 = 0,0259 м3/с = 25,9 дм3/с
На III скорости (втулка 127 мм): QIII = 8,7 дм3/с
n = 25,9 / 8,7 = 2,98 → принимаем 3 агрегата + 1 резервный = 4 ЦА-320М
Коэффициент кавернозности k — это отношение фактического объёма ствола скважины к его номинальному (по диаметру долота) объёму. Он учитывает увеличение диаметра скважины за счёт образования каверн при разбуривании неустойчивых пород. Определяется по данным кавернометрии или профилеметрии, выполняемых геофизическими методами. При отсутствии данных ГИС принимается по среднестатистическим значениям для данного месторождения. Типовые значения: 1,05–1,15 для устойчивых пород, 1,15–1,30 для пород средней устойчивости, 1,30–1,50 для неустойчивых пород.
Буферная жидкость выполняет несколько функций: отделяет тампонажный раствор от бурового раствора, предотвращая образование трудно прокачиваемых смесей; способствует разрушению фильтрационной глинистой корки на стенках скважины; улучшает сцепление цементного камня с горными породами и обсадными трубами; повышает полноту замещения бурового раствора тампонажным в заколонном пространстве. Контактное время буферной жидкости со стенками скважины должно составлять не менее 7–10 минут.
Водоцементное отношение (В/Ц) — это отношение массы воды затворения к массе сухого цемента. При увеличении В/Ц плотность тампонажного раствора снижается, растекаемость увеличивается, но прочность цементного камня уменьшается. Стандартное значение В/Ц для портландцемента тампонажного составляет 0,40–0,50. Для облегчённых растворов В/Ц может достигать 0,8–1,0, при этом в состав вводят облегчающие добавки (бентонит, полые микросферы). Для утяжелённых растворов В/Ц снижается до 0,35–0,40.
Коэффициент сжимаемости kсж (1,02–1,05) учитывает увеличение объёма продавочной жидкости, необходимого для компенсации сжатия бурового (промывочного) раствора под давлением нагнетания. При глубоких скважинах давление в конце цементирования может достигать 10–20 МПа, что приводит к заметному сжатию жидкости. Без учёта этого коэффициента объём продавочной жидкости будет недостаточным, и верхняя разделительная пробка не дойдёт до стоп-кольца.
Допустимое время цементирования ограничивается временем начала загустевания тампонажного раствора. Суммарная продолжительность всех операций (приготовление первой порции раствора, закачка, продавка, освобождение пробки) должна быть не менее чем на 25% меньше времени начала загустевания. Время загустевания определяется лабораторными испытаниями при забойной температуре и давлении с помощью консистометра по ГОСТ 34532. Для стандартного тампонажного портландцемента при В/Ц = 0,50 начало схватывания наступает не ранее 2 часов.
Двухступенчатое цементирование применяется, когда одноступенчатое невозможно или нецелесообразно: при большой глубине скважины (свыше 3000–4000 м), когда давление на пласт может превысить давление поглощения; при необходимости цементирования обсадной колонны на всю длину при наличии зон с различными пластовыми давлениями; при ограниченном времени загустевания тампонажного раствора, недостаточном для цементирования всего интервала за один приём. Для разделения ступеней на обсадной колонне устанавливается заливочная муфта (муфта ступенчатого цементирования).
Качество цементирования оценивается несколькими методами. Основной метод — акустическая цементометрия (АКЦ), основанная на измерении затухания и скорости распространения акустических волн в цементном камне. При хорошем цементировании наблюдается высокое затухание акустического сигнала. Также применяют: термометрию скважины (экзотермическая реакция при твердении цемента), гамма-гамма-цементометрию (плотностной каротаж) и опрессовку обсадной колонны давлением. Критерий герметичности при опрессовке: снижение давления не более 0,5 МПа за 30 минут при испытательном давлении 4–6 МПа.
1. РД 39-00147001-767-2000 «Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин».
2. ГОСТ 1581-2019 «Портландцементы тампонажные. Технические условия» (с Изменением N 1).
3. ГОСТ 34532-2019 «Цементы тампонажные. Методы испытаний».
4. Булатов А. И. «Цементирование скважин». Учебное пособие для вузов. М.: Недра.
5. Булатов А. И., Данюшевский В. С. «Тампонажные материалы». М.: Недра.
6. Nelson E. B., Guillot D. «Well Cementing». 2nd ed. Schlumberger, 2006.
7. Smith D. K. «Cementing». SPE Monograph Series, Vol. 4.
8. Овчинников В. П., Аксёнова Н. А. «Заканчивание скважин». Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.