Способ центрирования преимущественно нефтяных и газовых скважин

Способ центрирования преимущественно нефтяных и газовых скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ПРЕИМУЩЕСТВЕННО НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН , включающий закачку в обсадную колонну цементного раствора с добавками замедлителя схватывания и продавливание цементного раствора в заколонное пространство, о т л и ч а -. ю щ и и с я тем, что, с целью повышения эффективности цементирования скважин в случае аэрации цементного раствора, перед закачкой последнего определяют прирост температуры в скважине от сжатия воздушной фазы цементного раствора при .давлениях его продавливания в заколонное пространство , а добавки замедлителя схватывания вводят в аэрированный цементный раствор с учетом полученного прироста температуры. fi сд 9 00

. СОЮЗ СОВЕТСКИХ

МИММО

РЕСПУБЛИК..SUÄÄ 1 613 А

3(5И E .21 В 33 13

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСНОМЪ СЛИДЕТОЪСТВМ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОЪНРЫТИЙ

\211 3561203/22-03 (221 09.03.83 (46) 30.07.84. Бюл, М 28 .(721 A.В.Колотов, О.И.Рубинштейн и В.Г.Добрянский (71) Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной прбмышпенности (53) 622.245.42(088.81 (561 1. Мищевич В.И. Справочник инженера по бурению. М., "Недра", 1973, с.429-430.

2. Шадрин Л.Н.„ Технология и организация крепления. Справочник. М., "Недра", 1975, с ° 118-135(прототип 1. (54)(57) СПОСОБ ЦЕИЕНТИРОВАНИЯ ПРЕИМУШЕСТЬЕННО НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, включающий закачку в обсадную колонну цементного раствора с добавками эамедлителя схватывания и продавливание цементного раствора в эаколонное пространство, о т л и ч а — . ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности цементирования скважин в случае аэрации цементного раствора, перед закачкой последнего определяют прирост температуры в скважине от сжатия воздушной фазы цементного раствора при .давлениях его. продавливания в заколонное пространство, а добавки замедлителя схватывания вводят в аэрированный цементный раствор с учетом полученного прироста температуры. В

1105613

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

Известен пособ цементиронания преимущественно нефтяных и газовых скважин путем закачки цементного раствора в колонное пространство н последующего проданлинания его н эаколонное пространство (1 3.

Однако при цементировании темпера.турных скважин продавливание цементного раствора не всегда может быть осуществлено из-за преждевременного с =.атынания цементного растBQpB..

Наиболее близким к предлагаемому является способ цементиронания пре.мущественно нефтяных и газовых скважин, пренусматривающий закачку н обсадную колонну цементного раствора с добавками замерителя схватывания и проданливание цем нтного раствора н заколонное пространство

Г2 ).

Однако известный способ недостаточно эффективен прн аэрации цементного раствора. Добавку замедлителя схватывания в цементный раствор рассчитывают, как правило, из условия естественной температуры н скважине,. определяемой геотермическим градиентом, и не учитынают состава цементного раст:.-ора.. Например, при высокой степени аэра.дии цементного раствора,. необходимой дл". эффективной борьбы с поглощен::е ;:;, из-за сжатия воздушной фазы Б це"мятном растворе(при проданке происходнт =.начительный прирост температуры н скважине. Добавок замедлителя схватывания, рассчитанных на естественные температурные условия, уже недостаточно.

Часто это является причиной неподъема цементног0 pBCTBQpB 32. обсадной колонной нследс..ние его преждевременного загустевания н схватывания.

Цель изобретения — повышение эффективности цементирования скна— жин при аэрации цементного раствора. где p — плотность воздуха в нор2

50 мальных условиях;

p, = 1,293 кг/мВ;

p„ — плотность неаэрированного цементного раствора,кг/м ; степень аэрации.

Количество тепла, образующегося в 1 кгс цементного раствора, определяют по формуле

gG

Зв= — в (!

6Q 1кг

Приращение температуры цементного раствора находят из зависимости

Поставленная цель достчгается тем, что согласно способу цементировании преимущественно нефтяных и газовых скважин, включающему закачку в обсадную колонну цементного раствора с добавками замедлителя сХнатынания и продавлинание цементного раствора в заколонное пространство, перед закачкой цементного растнора определяют прирост температуры в скважине от сжатия воздушной фазы цементного раствора при,давлениях его проданливания в эакочонное пространство, а добавки эамедлителя схватывания вводят н аэрированный цементный раcòIIîð с учетом полученного прироста температуры

Расчеты, выполненные для условия

Северо-Варь-Еганского месторождения, по методике ВНИИКрнефть, свидетельствуют, что температура цементного раствора вблизи башмака обсадной колонны увеличивается с . глубиной ее спуска, причем на глубине 3000 м она достигает приблизительно 70ОС °

Если цементный раствор, закачиваемый в скважину, насыщен воздухом, можно

10 ожидать дополнительного нагрева раствора от тепла, выделенного сжимаемым воздухом. При оцечке приращения температуры считают, что процесс сжатия воздуха происходит без теплообмена(аднабатическиj, тогда справедлива формула где К вЂ” показатель адиабаты для

20 воздуха, где Т вЂ” температура воздуха во время аэрации цементного раствора на поверхности,К;

Т вЂ” температура воздуха после

2 сжатия, К; аТ вЂ” увеличение температуры воздуха от его сжатия;

Р— атмосферное давление,РО=

=0,1 МПа;

Р— давление на забое скважины

3 при цементировании на глубине 3000 м, Р =45,0 МПа.

Тепло, выделенное 1 кг воздухом определяют по формуле

4О ч,=С дт, Для воздуха под давлением более

30,0 МПа С =0,234 ккал/кг.град.

Весовое содержание воздуха н

1 кгс цементного раствора определя45 ют по формуле

1105613

Н на глубине — — определяют по формуле

+pP

{121

1 +р где p, — плотность цементного раствора до аэрирования, кг/мЗ;. плотность воздушной фазы на глубине --- кг/м3

Н

2 отношение объема воздуха к объему жидкой фазы в забойных условиях, (1З

1+ где d" — отношение массы воздуха к массе цементного раствора, определяется по формуле

92 р„ (14) где Р, — плотность воздуха в нормальных условиях, d"=1,293 кг/м; п — степень аэрирования.

Подставляя формулы (12}, (13} н (141 в зависимость(11} получают выражение.

С 62 Р1—

Р2 —,(,Р2.,)-г „),j

Плотность воздушной фазы на глу(s) Н бине --- находят по известной формуле

Р Т 2 где Р - давление в затрубном пространстве в конце цементирова-.

Н ния на глубине ---, МПа;

Рр — атмосферное давление, Р„=0,1 МПа;

То- температура воздуха из-под компрессора, Т 300 К>

Т вЂ” температура воздушной фазы в скважине на глубине для глубины 1500 м, Н

T %300 К.

Н

Величину P на глубине --- опреде2 ляют по формуле

P = С

Н

2 (17)

В качестве примера конекретной реализации принимаются условия

Север-Варь-Еганского месторождения, где градиент давления гидроразрыва не превышает 0,015 МПа/м.

СН=(Н ; P =---С

% (11)

65 где С„ — теплоемкость цементного раствора.

Величину С находят из зависимости

Сц =О, 56 — 0 ° 42() цр -1, 45).. (7)

Таким образом пол чают обобщен- 5 ную формулу

Оу56-042(у - 4,4Ч

Подставив указаниые значения, получают, что приращение температуры для степени аэрации m=10 составляет

6 С, д щ=20 — 12 С, д я ш=50 — 30 С15 и так далее.

На чертеже показан график изменения температуры азрированного цементного раствора вблизи башмака колонны для условий Северного-Варь- 20

Егана для случая в=50.

Из графика видно, что на глубине

3000 м при данной степени аэрации температура достигает 100 С.

Известно, что температура раство- Я ра влияет на время его загустевания.

Например, с повышением температуры до 100-140 C начало схватывания цементных растворов уменьшается примерно с 2 ч 30 мин до 0 ч 20 мин.

Это объясняется тем, что с повышением температуры ускоряются химические реакции взаимодействия цемента с водой.

Таким образом, введение замедлителя схватывания в аэрированный цементный раствор с учетом прироста температуры позволит нейтрализовать дополнительный его нагрев от сжатия воздушной фазы и, тем самым, повы ить качество цементирования.

Способ цементирования преимущественно нефтяных и газовых скважин осуществляют следующим образом.

Учитывая допустчмое давление на забой скважины(Р ), задают степень аэрации тампонажного раствора.Допускаемое давление вычисляют по формуле

3 (9) где С вЂ” градиент давления гидроразрыва, NIIa/è;

Н вЂ” глубина скважины по вертикали, м.

С другой стороны, Рь = р Н Мпа, (10} 55 где р — плотность аэрировацного раствора на глубине ---, кг/мз;

Н вЂ” глубина скважины, м; ускорение свободного падения, м/с

Приравнивают выражения и получают

Плотность аэрированной жидкости

Тогда P = 0,015 --- — = 22,5 МПа;

3000

22 5 300 о = --- - ----.1 293 = 290 93 кг/и ю2 0,1 300

Необходимая степень аэрировання цементного раствора при р= 1830 кг/м по формуле 13.

Р .« i 1056 f 3

1830 290,93 (1830 — 9 81)

532400(1830-1529 1 †m------T

1, 293 (32430000-1064800 ) — — (290, 93+1830 ) -2 1830 290,93

1,.29) 56,88 57. 8 . 3:-00

Таблица 1

30 40 50 60 70 80 110 змперату- 20 оГ

10,0 4, "-,3 2,6

)емя

Таб лица 2

Концентрация НТФ, Ъ к весу цемента

9 п .

) T, 0,.00 0,0) ) 0 02 I 0,03 0,04 0,05 0,06

) ! !

1,7 1,8 1,8

1,8

1,6 р 5

1,7

1,6

1,2

1,0

1,2 1,3

1,3

1,0

0,8

1,2

1,2

1,,0

0,8

i",О

0,7

Далее по методике ВНИИКрнефть и о формуле(8) определяют температуру

-.ампонажного материала на забое скважины, она cañòàâèò 104 С(против

70 С для н::аэрированного цементного раствора

Наиболее интенсивному температур.=ему .воздействию подвергается

::;оследняя порция цементного раствора, закачиваемого в скважину. Опыт показывает, что ;,ля предотвращения преждевременного загустевания цемент;;.0

-::сго раствора время, затрачиваемое -1а его за эорение и продаэлкванне не должно превышать 75% от времени

И" аб эицно что з скво ° ине

-:. "+" он= .-=с = иной без аэрации„ где

:5 л, 4 1амнч-ñ- åа:=, .« i6QAHBR темг;ео-1т >ра не превышает 70 C цеМентный раствор

:-ь,:=ет з.учительный з," пас .: —.-о срокам

:,""-,ва азыза —:ия (О, 6 ч) и, следовательно, преждевременного загустевания его 4О опасаться нe сc«л е дiiу еeтT,«, В скважинах, .- .а "ементиоованных c: азоацкей,уже с

z.".óáèHû 2600 м, что соответствует -;- млей-"-ту, е 90 l, ™ементный раствор не удовлетворяет по срока«л схэагыва- л5 ния и треб,rãò Ввода замед«пители.

Для тампонажного портландцемента э качестве замедлителей схватывания до начала его схватыванкя. Таким образом, для условий Северо-ВарьЕганского месторождения. где ка затворение последней поа„ ии(без добавления глиныjпортлаидцемента затрачивают 0,25 ч и на его продувку 0,5 ч(всего 0,75 ч)время до начала схватывания должно быть не менее 1,0 ч., В табл. 1 показано изменение времени начала схватывания тампонажноi"o портландцементного раствора

,эодоцемен-.ный фактор 0,5)в зависимости от те:.:пературы.

2,0 1,6 1,3 1,0 0,8 0,7 можно использовать лигносульфонаты кальция, карбоксиметилгидроксизтилцеллюлозу(КМГЗЩ, карбоксиметилцеллюлозу(КМЦ), сульфитспиртовую барду (CC5), технический винный камень, вкннокаменную кислоту(ВК), гипан, лесохимические полифенолы, окисленную целлюлозу, тоннат натрия, дек="ò.."péH, пкрогалловую кислоту, нитринтркметилфосфоновую кислоту(НТФ).

В табл. 2 показано влияние концентрации НТФ в зависимости от температуры на время начала схватывания цементного раствора с водоцементным фактором, равным 0,5.

1105613

Составитель В.Гришанов

Редактор Л.Алексеенко Техред М.Надь Корректор A.TRñêo

Заказ 5563/25 Тираж 565 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб;, д.4/5

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

Из табл. 2 видно, что для обеспечения необходимого времени начала схватывания аэрированного цементного раствора(1,0 ч1в условиях СевероВарь-Еганского месторождения, в него необходимо ввести 0,03% НТФ.

Опыты с декстрином показывают, что для нейтрализации дополнительного нагрева при сжатии воздушной фазы аэрированного цементного раствора в него необходимо ввести 0,15% 10 реагента.

В общем случае для каждой конкретной скважины подбор реагента, его концентрацию необходимо проводить строго индивидуально. При этом не- 15 обходимо учитывать естественную температуру горного массива на забое скважины, степень аэрации цементного раствора, марку цемента.

Замедлитель схватывания нужно вводить только в ту порцию цементного раствора, которая подвергается опасному нагреву. Например, для

Северо-Варь-Егана эта порция составит

9 мз по объему, что соответствует

11 т сухого цемента. Этот объем соответствует объему трубного пространства с глубины 2600 до 3000 м.

Обычно замедлитель схватывания вводят в цементный раствор с водой затворения. Для этого расчетное

-количество предварительно подогретой воды(воду подогревают для улучшения растворения реагентов) набирают в мерные емкости цементировочных агрегатов. Посредством насосов агрегата и приемного чанка обеспечивают замкнутую циркуляцию приготовляемого раствора. После достижения равномерности раствора по плотности его закачивают в скважину.