Способ цементирования скважин преимущественно для районов западной сибири

Способ цементирования скважин преимущественно для районов западной сибири

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН , ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ДЛЯ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ путем доставки в них нагретого цементного раствора, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности цементирования скважин за счет снижения вероятности гидроразрыва пород и поглощений-цементного раствора, определяют естественную температуру пород, склонных к гидроразрыву, а цементный раствор к этому интервалу доставляют с температурой, предотвращающей охлаждение интервала пород более чем на 16,3°С. с S (Л

(19) (П) СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

3(51) Е 21 В 33 13 е

1

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

-eo -Я -И -1л д !д z0 кллещтяная теилраяуа 3иф<ц /Яи уеиенти ойнлл

Фи.r

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 3421997/22-03 (22) 14.04.82 (46) 30.12.83, Бюл. 1е 48 (72) A.Â. Колотов (71) Сибирский научно-исследовательс- . кий институт нефтяной промышленности (53) 622.275.42(088.8) (56) 1. Инструкция по тепловой активации цементного раствора, РД 39-2-155-79. Тюмень. СибНИИНП, 1979, 2, Временная инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири, РД 39-2-175-79. Краснодар — Тюмень, 1979 с. 17 (прототип). (54)(57) СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН, ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ДЛЯ РАЙОНОВ

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ путем доставки в них нагретого цементного раствора, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности цементирования скважин за счет снижения вероятности гидроразрыва пород и поглощений цементного раствора, определяют естественную температуру пород, склонных к гидроразрыву, а цементный раствор к этому интервалу доставляют с температурой, предотвращающей охлаждение интервала пород более чем на 16,30С.

1063983

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, а именно к способам цементирования обсадных колонн.

Известен способ цементирования скважин, преимущественно для районов

Западной Сибири, предусматривающий затворение цемента на воде с температурой 40-60 С, резкое охлаждение полученного цементного раствора на

15-20 С и закачку его в скважину (1) . 10

Недостаток этого способа заключается в том, что температура цементного раствора, закачиваемого в скважину,может варьировать в широких пределах в зависимости от температуры 15 цементного порошка. Температура цемента перед затворением близка к температуре окружающего воздуха и, следовательно, последняя определяет температуру тампонажного раствора, закачиваемого в скважину.

Найболее близким к предлагаемому является способ цементирования скважин", преимущественно для районов Западной Сибири, путем доставки в них . 25 нагретого цементного раствора, обладающего достаточно хорошими реологическими и седиментационными свойствами и твердеющего в прочный камень (2) .

Недостаток известного способа заключается в том, что закачка цементного раствора с температурой на устье 20-25 С приводит к значительО ному охлаждению нижней части ствола глубиной нефтяной или газовой скважины, в результате чего горное дав3 ление в массиве пород вблизи скважины частично компенсируется термальными напряжениями и тем самым снижается способность ствола противостоять гид- 40 роразрыву столбом цементного раствора в конце цементирования. Гидроразрывы горных пород ведут к неподъему тампонажного материала за обсадными колоннами, а низкое давление гидрораз- 45 рывов вызывает необходимость разработки специальной технологии.

Цель изобретения — повышение эффективности цементирования скважин, преимущественно в районах Западной

Сибири, эа счет снижения вероятности гидрораэрыва пород и поглощений цементного раствора.

Поставленная цель достигается .тем, что определяют естественную температуру пород, склонных к гидроразрыву, а цементный раствор к этому интервалу доставляют с температурой предотвращающей его охлажI

О дение более чем на 16,3 С.

Влияние температуры на вероят- б0 ность гидроразрыва горных пород при цементировании подтверждается промыс. ловыми данными.

На фиг. 1 показано изменение. средней высоты недоподъема тампонажного материала до устья за эксплуатационной колонной на Самотлорском месторождении за 1976-1978 гг. отдельно по пластам групп А (723 скважины) и Б (753 скважины) в зависимости от среднесуточной температуры воздуха в день цементирования; на фиг. 2 — изменение естественной температуры горных пород по глубине скважины на глубине 2200 м она на 14,4 С выше чем на глубине 1800 м; на фиг. 3 — расчетное изменение температуры цементного раствора у башмака обсадной колонны в зависимости от глубины ее спуска и температуры раствора на устье; на фиг. 4 — температура. горных пород для глубин 2200 (линия 1) и 1800 м (линия 2), а также изменение температуры цементного раствора у башмака обсадной колонны, спущенной йа глубину 2200 (линия 3) и

1800 м (линия 4) в зависимости оТ тем температуры цементного раствора на устье.

Из фиг. 1 видно, что изменение температуры воздуха как в области положительных, так и в области отрицательных температур ведет к уменьшению средней высоты )неподъема цемента. Так, по пластам А средний недоподъем не снижается менее 90, а по пластам Й вЂ” 240 м. При этом тампонажный материал представлен в основном гельцементным раствором с плотностью 1,45-1,50 г/см9 и лишь продуктивная часть разреза перекрывается цементным раствором с водоцементным отношением 0,55.

Анализ промыслового материала по

79 скважинам пробуренным в летний период, на которых был зафиксирован гидроразрыв горных пород при цементировании, дает зависимость (при коэффициенте множественной корреляции

0,83) где С вЂ” градиент давление гидроразрыва при цементировании, кгс/см2 м; плотность промывочной жидкости при бурении, г/см. .3

Z — глубина скважины, м.

На Самотлоре средняя глубина залегания продуктивных горизонтов заключается в интервале 1800-2200 м, причем к первой глубине (Z = Ед) приурочены пласты группы А, а ко второй (Е = Zz) — Группы Б.

Из формулЫ (1) видно, что с увеличением глубины градиент давления гидроразрыва .уменьшается, в результате усиления тепловой разгрузки с глубиной скважины.

Давление гидроразрыва на глубинФ- пластов Б определяется формулой

0Б (2) 1063983

164 876

4 (3).

В то же время (15) (хб) N ) 6) t6 Б1 — — 16,3 C (18 j

Г

6 5 = 14,4 С (19)

+ 04182 — 0,131

C,= â€ вЂ” — 4 8,182 -8,131 (6)

Тогда

РА -" 164 876+(0 Г182Р-0,131) еп (5)

Р =- 164,876+(04182 -0,131)Z> (6)

Без тепловой разгрузки на участке от Ео до Z градиент гидрораэрыва сох ранил бы свое значение до глубины Z6 и тогда давление гидрораэрыва определялось бы формулой 15 р = 164,876 — +(0,182 -0,131) Е (7) а

Величина ьР = P> — Рь показывает, снижение давленйя гйдроразрыва в результате тепловой разгрузки:

ЬРб = 164,876 — - +(0,182 -04131)Еб2д

164,876 — (0,182)-0,131)ЕБ (8)

68 164 876,4 - 4

Подставляя числовые значения., получают дР = 164-876 180 36,6 кгс/см (ХО)З0

400 М

Рассмотрим охлаждение стенок ствола скважины на глубине 2200 м по срав нению с глубиной 1800 м.

Иэ графиков на фиг. 2-4 видно,что для летних скважин, когда температура цементного раствора определяется температурой воздуха и в среднем колеблется от 10 до 20 С, горные поо роды у башмака колонны на глубине

2200 м охлаждаются на at> = 30,2 С, а на глубине 1800 м — на rt„= 24, боС и д

Следовательно, пласты группй Б ох}чаждаются íà 6t = 5,6 С больше, чем пласты группы A. и Рв "об,6 о 45

Отношение и,= — = = 6,5 кгс/см С Ф, 6,6 показывает снижение давления гидроразрыва в расчете на один градус охлаждения. 50

Общая температурная разгрузка пластов А составляет „=ш 1;„ =6,5 24,6=159,9 кгс/см (12)

55 а пластов Б:

mht> 6,5 30,2=196,3 кгс/см (?3)

5 2

Сумма давления гидроразрыва Р и Р, с температурной разгрузкой и 6 0

P o дает давление гидроразрыва Р и Р Г если бы не было тепловой разгрузки (Р = 1,15):

Р =Р +ОБ=33741+19643 — 533,4 кгс/см (14) 65

P< — — Рк + bp =305, 8+159, 9 — 465,7 кгс/см

Для подъема цементного раствора нормальной плотности 1,83-1,85 г/см с учетом гидродинамики в конце цементирования достаточно иметь градиент давления гидрораэрыва в скважине порядка 0,195-0,200 кгс/см м Тогда давление на забое будет составлять:

Р = 0,200 1800 = 360 кгс/см

РЬ = 0,200 2200 = 440 кгс/см

Величину допускаемой тепловой разгрузки находят по формулам б ) = P„ — PA = 465,7 — 360

105. 7 кгс/см

tgÁ PÁ — Р = 529 3 — 400 — 93,4 кгс/см

Допускаемое снижение температуры горных пород для пластов A и Б определяют из зависимостей

По графику на фиг. 4 находят.необходимую температуру цементного раствора на устье, которая составляет на пласты группы А 24,4 С, а группы Б—

38оС, т.е. соответственно на 35 и

ЗбоС ниже температуры горных пород на соответствующих глубинах (59 и

74 С).

Таким образом, ставя темпеРатуРу цементного раствора на устье в зависимость от естественной температуры горных пород на забое скважины достигают Регламентированной разгрузки горного давления.

Способ цементирования скважин осуществляют следующим образом.

На месторождении в одной иэ дли.тельно простаивающей скважине произ1водят запись термометра и вычисляют геотермический градиент. Уточняют глубину скважины, подлежащей цементированию, и по геотермическому градиенту определяют естественную температуру горных пород на забое.

По формуле (1) вычисляют необходимую температуру цементного раствора перед закачкой в скважине. Для обеспечения регламентированной температуры воду для затворения необходимо нагреть до соответствующей температурй в зависимости от температуры воздуха.

В зимнее время нагрев целесообразно проводить котельной установкой, а в летнее — передвижной паровой установкой (ППУ). В наиболее морозные дни

1063983

500

700

-1500

И

E+ 3000

Z50

Ö0 . e У 100, С

iewneppmyg р4вкиие 6-р (аквпприога вж3енин„ива 3 нкид тт iуска и ц и науо3аиа . ю5сйик кЬлсннй Wuz.г для достижения необходимой температуры цементный раствор и порошок подогревают.

Затворение цементного раствора и продавку его в затрубное пространство осуществляют в обычном порядке.

Проблема подъема цементного раствора нормальной плотности (1,831,85 г/см ) до устья за эксплуатационной колонной на месторождениях

Западной Сибири особенно остра, Это связано с тем, что участились случаи разрушения эксплуатационных колонн в верхнем не перекрытом тампонажным материалом или перекрытом, но низкопрочным гельцементом, интервале ° Причиной разрушения колонн является подвижка пластичных, например глинистых отложений. По этой причине в среднем в год выходит из строя 10 скважин,. ремонт которых невозможен из-за взаимного смещения концов разрушенной колонны в месте прорыва и такие скважины подлежат ликвидации. Убытки в год составляют примерно 3 млн.руб.

С учетом дополнительных затрат на эксплуатацию в летний период года экономический эффект составит

2,9 млн. руб. в год.

1063983

М

1\) ф 50 йМ с Ъ

bg Я Ч6ини а3ажцны, и

Фи 3

, 7 ф a 5

1 < $0

Ю Л Ю t0 Я С

Теиперапура на устье, с

Puz;4

ВНИкпИ Закаэ 10489/35 Тираж 603 Подписное

Филиал ППП "Патент", г.Ужгород,ул. Проектная, 4