Способ цементирования скважин

Способ цементирования скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН

„„SU, » 14321

А1

С 11 1 Е 21 В 33/14

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

f10 ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИф ;.; .:, ц

Н А BTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ айат (54) СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАНШ (21) 3935098/22-03 (22) 30.07.85 (46) 23.10.88. Бюл. Р 39 (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) И.Х.Бикбулатов, А.Я.Мусский, Г.И.Пьянзин, А.А.Бикинеев, И.И.Бикбулатов, Б.А.Бурдаков, Ш.К.Шаяхметов и В.И.Медведков (53) 622.245.42 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

Н- 721521, кл. Е 21 В 33/14, 1979.

Авторское свидетельства СССР

Ф 796392, кл . Е 21 В 33/ 19, 1980. (57) Изобретение относится к бурению скважин. Цель изобретения — повышение эффективности цементирования флюидопроявляющих скважин, содержащих поглощающие горизонты, за счет снижения возможности флюидопроявлений при одноврсменном обеспечении целевой принудительной фильтрации избыточной жидкости из тампонажного раствора в поглощающие горизонты.

Подают тампонажный раствор в заколонное пространство. При давлении в заколонном пространстве выше давления флюидопроявлений производят частичный отбор тампонажного раство- . ра в обсадную колонну. Затем повторно подают тампонажный раствор в заколонное пространство под давлением P определяемым из выражения

Р=Г +(Р„+Р ) (-е "- ), где Рс — пол г ное гидростатическое давление от тампонажного раствора по окончании продавки;

МПа; P — гидростатическое давление на забой скважины от жидкости затворения тампонажного растворау

МПа; — продолжительность процесса снижения гидростатического давления столба раствора, с; е — основание натурального логарифма; М вЂ” показатель степени интенсивности. 1 ил.

1432197

Изобретение относится к областИ бурения скважин, в частности к способам их цементирования.

Целью изобретения является повышение эффективности цементирования флюидопроявляющих скважин, содержащих поглощающие -горизонты за счет снижения возможности флюидопроявлений при одновременном обеспечении целевой принудительной фильтрации избыточной жидкости из тампонажного раствора в поглощающие горизонты.

На чертеже приведена апроксимирующая кривая интенсивности зависания тампонажного раствора, Способ осуществляют следующим образом.

Обсадную колонну спускают в скважину с упорным кольцом без обратного клапана, нагнетают тампонажный раствор в заколоннов пространство по известной технологии, используя цементировочные агрегаты. Ло достижении разделительной пробки упорного кольца осуществляют частичный отбор тампонажного раствора в обсадную колонну через ее башмак. Для этого постепенно открывают кран на выкидной линии цементировочного агрегата и в мерную емкость последнего отбирают укаэанный объем продавочной жидкости, после чего закрывают кран. При этом частичный отбор тампонажного раствора в обсадную колонну осуществляют при давлении в заколонном пространстве выше давления флюидопроявления.

Для этого регулируют, например, объемную скорость отбираемой жидкости, чтобы не произошли разрыв сплошности тампонажного раствора и гидроудар на продуктивные пласты выше допустимого.

Необходимый объем отбираемой жидкости зависит от сроков схватывания тампонажного раствора, коллекторских свойств нефтеносного и водоносного пластов, конструкции скважин и определяется опытным путем. КОличество раствора должно быть достаточно для повторной подачи тампонажного раствора в заколонное пространство H создания давления в течение 30

40 мин. При этом повторную подачу тампонажного раствора в заколонное пространство осуществляют под давлением P определяемым из выражения р=p+ (Р,-Р)(1-е ), (1) (Ф. где Р— полное гидростатическое давление от тампонажного раствора по окончании продавки, ИЛа;

Р— гидростатическое давление на забой скважины от жидкости эатворения тампонажного раствора, ИПа; — продолжительность процесса снижения гидростатического давления столба тампонаж-, ного раствора, с; е †. основание натурального логарифма;

oL, — показатель степени интен10 сивности снижения гидростатического давления столба тампонажного раствора (С

0,009-0,07) .

После окончания отбора тампонажного раствора в колонну, в заколонном пространстве раствор начинает зависать.

Зависание тампонажного раствора в затрубном пространстве сопровождается снижением гидростатического давления на забой скважины, соответственно снижается показание давления и на монометре на устье колонны. Снижение гидростатического давления на забой скважины аппроксимируется функцией (2) 35

Р, = Р„,+ (Р -, ) где Р— гидростатическое давление цементного раствора на забое скважины через время зависания t, ИПа.

Вид апроксимирующей кривой интенсивности зависания тампонажного раствора приведен на чертеже 1 (кривая 1)., Для определенного геолого-техни45 ческого условия твердения тампонажного раствора. показатель степени интенсивности зависания определяют по форму

Р;- Р, а 1 — - — ——

Р-Р

50 -(3 ь 1

i e.! где Р— гидростатическое давление на забой в данный момент

55 времени t,, ИПа; — текущее время зависания,с.

Ло формуле (3) определяют показатель степени зависания. Для чего при известных ;, Р,, Р„, фиксируют

1432197

12,1

24,0

20,4

14, 4

1 206

1203

0,25

22,5

6,0

5 2

4,0

0,026

1206

1131, 11187

7,0

7,9

8,7

Не выше

9,4 через 10 мин покоя через 15 мин покоя через 20 мин покоя через 25 мин покоя

1190» 55

1202

11,8 гидростатическое давление на забой через О, 5, 10 мин покоя после отбора.

Чем выше избыточное давление на тампонажный раствор, тем меньше вероятность образования флюидопроводяших каналов. В то же время давление, создаваемое с забоя на тампонажный раствор, не должно приводить в движение тампонажный раствор в верхней части затрубного пространства, так как 80-90 обсадных колонн цементируется без герметизации затрубного пространства. Тампонажные растворы не будут страгиваться в верхней части, если давление на него с забоя не будет превышать 2Р -P

Отсюда наиболее оптимальное избыточное давление, создаваемое на тампонажный раствор, определяется функцией зависимости (1) или кривой 2 (чертеж).

При превышении указанного давления возможны страгивание и движение 25 тампонажного раствора в заколонном пространстве, что отрицательно влияет на формирующий камень. В случае, еслМ избыточное давление намного меньше рекомендуемого, создаваемое давление недостаточно для принудительной фильтрации избыточной жидкости затворения из тампонажного раствора и ускорения формирования тампонажного камня.

Следовательно, избыточное давление, создаваемое на тампонажный раствор через башмак обсадной колонны, наиболее оптимально при максимально возможном приближении к функции (1), 40 кривой 2.Ограничениями создаваемого избыточного давления при этом является величина гидроразрыва пластов на забое скважины и предельно допустимое внутреннее давление обсадной 45 колонны.

Пример.

Вертикальная глубина скважины, м 1202

Забой скважины (наклонная глубина), м

Интервал нефтеносных пластов, м

Интервал нижних водоносных пластов, м

Давление нефтеносного пласта, MIla

Давление водоносного пласта, Mila

Давление гидроразрыва водоносного пласта, МПа

Гидростатическое давление тампонажного раствора на забое, МПа

Гидростатическое давление продавочной жидкости на забое, МПа

Диаметр эксплуатационной колонны, мм 146

Глубина башмака колонны м

Глубина установки упорного кольца, м

Объем отобранного раствора в колонну, м

Время продолжительности ожидания зависания цементного раствора за колонной, мин 10

Время продолжительности нагнетания отобранного раствора через башмак колонны, мин 20

Объем повторно закаченного раствора в прибойную часть заколонного пространства после зависания тампонажного раствора, м 0,2

Максимальное давление на нижние водоносные пласты при повторном нагнетании тампонажного раствора, МПа

Давление на манометре насоса цементировочного агрегата Р„, MIa: через 0 мин покоя через 5 мин покоя через 10 мин,покоя

Коэффициент интенсивности зависания тампонажного раствора, мин

Давление на манометре цементировочного насоса при нагнетании возвращенного объема тампонажного раствора Р, МПа:

1432197 где P с

ТиРаж 531 Подписное

ВНИИПИ Заказ 5402/2б

Произв.-полигр. пр-тие„ г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Формула изобретения

Способ цементирования скважин, включающий подачу тампонажного раствора в эаколонное пространство, частичный отбор тампонажного раствора в обсадную колонну через ее башмак и повторную подачу под давлением отобранного тампонажного раствора в заколонное пространство, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью повышения эффективности цементирования флюидопроявляющих скважин, содержащих поглощающие горизонты за счет снижения возможности флюидо- 15 проявлений при одновременном обеспечении целевой. принудительной фильтрации избыточной жидкости из тампонажного раствора в поглощающие горизонты, частичный отбор тампонаж- 20 ного раствора в обсадную колонну осуществляют при давлении в заколонном пространстве выше давления флюидопроявлений, а повторную подачу тампонажного раствора в заколонное 25

1 пространство осуществляют под давлением Р, определяемым из выражения — полное гидростатическое давление от тампонажного раствора по окончании продавки, МПа; гидростатическое давление на забой скважины от жид-. кости эатворения тампонажного раствора, МПа; — продолжительность процесса снижения гидростатического давления столба тампонажного раствора, с; — основание натурального логарифма; — показатель степени интенсивности снижения гидростатического давления столба тампонажного раствора (С 0,009-0,07).